PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION

Transcripción

INSTITUTO COSTARRICENSE DE
ELECTRICIDAD
CENTRO NACIONAL DE PLANIFICACION ELECTRICA
PROCESO EXPANSION INTEGRADA
PLAN DE EXPANSION
DE LA GENERACION ELECTRICA
PERIODO 2014-2035
Abril 2014
San José, Costa Rica
PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION ELECTRICA
PERIODO 2014-2035
SUS COMENTARIOS SON BIENVENIDOS
Por favor dirija sus comentarios, observaciones o consultas a
Javier Orozco,
[email protected]
Fernando Ramírez, [email protected]
Fanny Solano,
[email protected]
Grupo ICE
www.grupoice.com
ELABORACION
El presente documento fue elaborado por el Proceso de Expansión Integrada del Centro
Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad.
El estudio se realizó durante el año 2013 y el documento se publicó en abril del 2014.
APROBACION
Este documento fue aprobado por la Dirección del Centro de Planificación Eléctrica.
REPRODUCCION
Se autoriza la reproducción de la totalidad o parte de este documento, bajo la condición de
que se acredite la fuente.
Portada: Planta Solar Miravalles
La planta solar Miravalles, de 1 MW, es la primera central fotovoltaica en Centro
América. Fue construida por el ICE con una cooperación del gobierno japonés.
Inaugurada en octubre del 2012, en el año 2013 generó 1.44 GWh. Está
compuesta por 4 300 paneles de 235 kW y ocupa un área de 2.7 hectáreas.
La energía solar se puede aprovechar en grandes centrales sobre el terreno o en
pequeñas instalaciones en los techos, bajo esquemas de generación distribuida.
La central geotérmica Miravalles 3, de 26 MW, colinda con la planta solar. Se
observa la nube de condensación del agua que se utiliza para enfriamiento.
A la izquierda del cerro Mogote, que aparece al fondo de la fotografía, se ubica la
planta eólica Guanacaste, de 50 MW.
Fotografía cortesía de Luis Rodolfo Ajún López
Tabla de contenido
1
RESUMEN Y CONCLUSIONES ................................................................................. 1
2
ENTORNO CENTROAMERICANO ............................................................................ 5
3
2.1
Situación económica y social de Centro América ...................................... 5
2.2
Características de los sistemas de generación .......................................... 6
2.3
Precios de la energía ................................................................................. 8
2.4
Interconexiones regionales ...................................................................... 10
2.5
Mercados eléctricos en Centro América................................................... 12
2.6
Actividad comercial del mercado regional ................................................ 13
POLITICA Y ORGANIZACION DEL SISTEMA DE GENERACION ........................... 15
3.1
4
3.1.1
Plan Nacional de Desarrollo ....................................................................... 15
3.1.2
Plan Nacional de Energía ........................................................................... 16
3.2
Políticas del sistema de generación del ICE ............................................ 17
3.3
Plan de Expansión de la Generación ....................................................... 18
3.4
Organización ............................................................................................ 18
DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO ........................................................... 19
4.1
5
6
Política Energética Nacional .................................................................... 15
Sistema Eléctrico Nacional....................................................................... 19
4.1.1
Sistema de Generación .............................................................................. 19
4.1.2
Sistema de Transmisión ............................................................................. 21
4.1.3
Sistema de Distribución .............................................................................. 22
4.1.4
Despacho de energía ................................................................................. 23
4.2
Cobertura eléctrica ................................................................................... 23
4.3
Ventas de energía eléctrica ...................................................................... 24
4.4
Servicio en zonas remotas fuera de la red ............................................... 25
GENERALIDADES DE LA DEMANDA ELECTRICA ................................................. 27
5.1
El sector electricidad y la demanda total de energía ................................ 27
5.2
Evolución de la demanda eléctrica ........................................................... 28
5.3
Comportamiento horario y estacional de la demanda .............................. 28
PROYECCIONES DE DEMANDA ............................................................................ 31
6.1
Metodología usada en la proyección ........................................................ 31
6.2
Máximo crecimiento previsible en el corto plazo ...................................... 31
7
6.3
Proyecciones de la demanda ................................................................... 32
6.4
Comparación con proyecciones de demanda anteriores ......................... 34
RECURSOS ENERGETICOS................................................................................... 37
7.1
Potencial de Recursos Renovables ......................................................... 37
7.2
Recursos Renovables Establecidos ......................................................... 38
7.2.1
Hidroelectricidad ......................................................................................... 38
7.2.2
Geotermia................................................................................................... 38
7.2.3
Eólico ......................................................................................................... 39
7.2.4
Biomasa del bagazo ................................................................................... 39
7.3
Recursos Renovables Emergentes .......................................................... 39
7.3.1
Biogás ........................................................................................................ 40
7.3.2
Desechos Sólidos Municipales ................................................................... 40
7.3.3
Solar ........................................................................................................... 40
7.3.4
Biocombustibles ......................................................................................... 40
7.4
Otras fuentes renovables y no convencionales ........................................ 41
7.5
Participación de las diferentes fuentes renovables .................................. 41
7.6
Combustibles fósiles ................................................................................ 42
7.6.1
Diésel y búnker ........................................................................................... 43
7.6.2
Gas natural ................................................................................................. 44
7.6.3
Carbón........................................................................................................ 45
7.7
Energía nuclear ........................................................................................ 46
7.8
Importaciones del MER ............................................................................ 46
7.9
Externalidades del aprovechamiento de los recursos energéticos ........... 46
7.10 Administración de la demanda ................................................................. 48
7.11 Ubicación geográfica de los proyectos ..................................................... 48
8
PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES FOSILES ......................................................... 49
8.1
Proyecciones del precio del crudo ........................................................... 49
8.2
Precio del diésel y el búnker .................................................................... 50
8.3
Carbón ..................................................................................................... 52
8.4
Gas natural licuado .................................................................................. 53
8.4.1
8.5
9
Modelado de la cadena de suministro del GNL........................................... 54
Resumen de las proyecciones ................................................................. 57
CRITERIOS PARA LA FORMULACION DEL PLAN ................................................. 59
9.1
Política energética .................................................................................... 59
9.2
Horizonte de planeamiento ...................................................................... 59
9.3
Entorno centroamericano ......................................................................... 59
9.4
Criterio ambiental ..................................................................................... 60
9.5
Criterio de confiabilidad ............................................................................ 60
9.6
Criterio de óptimo económico ................................................................... 61
9.7
Otros parámetros económicos ................................................................. 62
9.7.1
Evaluación social de los planes .................................................................. 62
9.7.2
Costos constantes en el tiempo .................................................................. 62
9.7.3
Tasa social de descuento ........................................................................... 62
9.7.4
Costo de racionamiento .............................................................................. 62
9.8
Herramientas de análisis .......................................................................... 62
9.8.1
9.9
10
Etapa de tiempo ......................................................................................... 63
Cambio climático y vulnerabilidad ............................................................ 64
INFORMACION BASICA ....................................................................................... 65
10.1 Sistema existente ..................................................................................... 65
10.1.1
Retiro y modernización ............................................................................... 66
10.2 Hidrología ................................................................................................. 67
10.3 Viento ....................................................................................................... 68
10.4 Proyectos fijos .......................................................................................... 69
10.5 Tecnologías candidatas para el Plan de Expansión ................................. 70
10.5.1
Tecnologías basadas en recursos renovables ............................................ 70
10.5.2
Tecnologías que consumen derivados de petróleo ..................................... 71
10.5.3
Otros combustibles fósiles .......................................................................... 71
10.5.4
Nuevas fuentes no convencionales fuera del plan ...................................... 71
10.6 Características de los proyectos candidatos ............................................ 72
10.6.1
Costo unitario y monómico de los proyectos candidatos ............................. 74
10.7 Otros proyectos privados y de empresas distribuidoras ........................... 76
11
10.7.1
Proyectos de empresas distribuidoras ........................................................ 76
10.7.2
Proyectos de generadores independientes ................................................. 78
10.7.3
Representación genérica de proyectos renovables..................................... 78
METODOLOGIA PARA ESTABLECER EL PLAN ................................................. 81
11.1 Importancia de las rutas de expansión ..................................................... 81
11.2 Proceso progresivo por etapas ................................................................ 82
12
REVISION DEL CORTO PLAZO ........................................................................... 83
12.1 Revisión del plan de obras en ejecución .................................................. 83
12.1.1
Mantenimientos, modernizaciones y retiros ................................................ 83
12.1.2
Caso Base .................................................................................................. 84
12.1.3
Confiabilidad en el corto plazo .................................................................... 85
12.2 Siguientes adiciones al plan de expansión............................................... 86
12.3 Cancelación de la programación del CCMoín .......................................... 88
13
RUTAS DE EXPANSION ...................................................................................... 89
13.1 Observaciones sobre las rutas ................................................................. 91
13.1.1
Respaldo térmico 2021-2022 ...................................................................... 91
13.1.2
Proyectos geotérmicos ............................................................................... 91
13.1.3
Otros proyectos renovables genéricos ........................................................ 91
13.1.4
Exclusión mutua Diquís-GNL ...................................................................... 92
13.2 Costo comparativo de las rutas ................................................................ 92
13.3 Desempeño en Centro América ............................................................... 92
13.4 Desempeño de las emisiones unitarias .................................................... 95
13.5 Flujos de caja y endeudamiento ............................................................... 96
13.6 Necesidad estratégica de una adición térmica ......................................... 98
14
13.6.1
Función de complemento térmico ............................................................... 98
13.6.2
Primera etapa del GNL ............................................................................... 98
SELECCION DE LA RUTA A SEGUIR ................................................................ 101
14.1 Consideraciones adicionales sobre las rutas ......................................... 101
14.1.1
Ruta 0 – Sin Diquís y sin GNL .................................................................. 101
14.1.2
Ruta 1 – Diquís en el año 2025 ................................................................ 102
14.1.3
Ruta 2 – GNL en el 2025 .......................................................................... 102
14.2 Planes alternativos ................................................................................. 102
14.3 Ruta recomendada ................................................................................. 105
15
CARACTERISTICAS DEL PLAN RECOMENDADO ........................................... 107
15.1 Plan recomendado 2014-2035 ............................................................... 107
15.2 Capacidad instalada y generación ......................................................... 108
15.3 Déficit de energía ................................................................................... 110
15.4 Emisiones............................................................................................... 111
15.5 Costos marginales de corto plazo .......................................................... 112
15.6 Costos marginales de largo plazo de generación .................................. 113
15.6.1
Estructura estacional ................................................................................ 116
15.7 Flujo de caja y endeudamiento .............................................................. 118
16
REFERENCIAS ................................................................................................... 121
ANEXO 1 ....................................................................................................................... 125
GENERACIONES ESPERADAS POR PLANTA ............................................................ 125
ANEXO 2 ....................................................................................................................... 133
CONSUMO ESPERADO DE COMBUSTIBLES ............................................................. 133
ANEXO 3 ....................................................................................................................... 135
COSTO VARIABLE DE OPERACION ........................................................................... 135
ANEXO 4 ....................................................................................................................... 137
UBICACION DE PLANTAS Y PROYECTOS ................................................................. 137
ANEXO 5 ....................................................................................................................... 139
AGRUPAMIENTO DE PLANTAS HIDROELECTRICAS MENORES ............................. 139
ANEXO 6 ....................................................................................................................... 141
PLANTAS E INFORMACION HIDROLOGICA ............................................................... 141
ANEXO 7 ....................................................................................................................... 143
DETALLE DE PROYECTOS EN LAS RUTAS DE EXPANSION .................................... 143
(esta página en blanco intencionalmente)
Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2014-2035
1
1 RESUMEN Y CONCLUSIONES
Una de las responsabilidades fundamentales del ICE con relación al sector eléctrico
nacional es garantizar un equilibrio de la oferta y la demanda de la electricidad. Un
faltante de capacidad resulta desastroso, habida cuenta de los altos costos que implicaría
para la sociedad costarricense un desabastecimiento. Al mismo tiempo, inversiones
excesivas aumentan el costo de la energía y causan un daño a la economía del país.
Un instrumento para asegurar la adecuada oferta eléctrica en los años venideros es la
realización periódica de planes de expansión de la generación eléctrica (PEG). Estos
planes deben cumplir con los criterios económicos y ambientales, dentro del marco de las
políticas nacionales e institucionales en materia energética.
El Plan de Expansión de la Generación Eléctrica (en adelante PEG) cubre el horizonte de
planeamiento 2014–2035, dentro del cual se pueden diferenciar tres períodos. El período
de obras en construcción abarca hasta el año 2017, en donde sobresale el proyecto
hidroeléctrico Reventazón de 300 MW, que entrará en operación en el 2016. El período
intermedio cubre del 2018 al 2025, y de sus resultados se deriva la recomendación de un
programa general de acciones para los años inmediatos. El período de referencia llega
hasta el 2035 y su propósito es servir como guía para conocer las necesidades futuras de
recursos energéticos.
La línea SIEPAC, actualmente en operación parcial, dará un gran impulso a la integración
eléctrica centroamericana. Con la posibilidad de mayores volúmenes de trasiego, el
Mercado Eléctrico Centroamericano (MER) irá madurando rápidamente. Sin embargo,
dado que actualmente el MER es incipiente y no permite depender de contratos
regionales de suministro, el presente PEG se refiere al sistema costarricense aislado,
donde las inversiones propuestas satisfacen la demanda nacional prevista sin depender
de importaciones o exportaciones a los países vecinos. No obstante, en la operación sí se
aprovechan las ventajas inmediatas que la interconexión y el mercado regional ofrecen,
comprando y vendiendo energía para beneficio de los usuarios del sistema eléctrico.
La presente revisión del PEG introduce por primera vez la consideración de rutas de
expansión y se centra en ellas. El PEG recomienda tomar la decisión de ejecutar los
proyectos inmediatos y aquellos que tengan un gran valor estratégico para el país. Deja
como referencia los proyectos menores cuya decisión de ejecución se puede posponer.
El desarrollo de grandes embalses de regulación hidroeléctrica o la introducción del gas
natural en la matriz energética, son los temas más importantes que moldearán el sistema
de generación de los años venideros. El desarrollo de Diquís o la introducción del gas
natural conforman dos grandes rutas de expansión. Una tercera ruta es la decisión de no
hacer ninguno de los dos proyectos estratégicos anteriores.
Cada una de estas tres rutas de expansión fue evaluada y optimizada para los escenarios
de demanda previstos.
Atendiendo la política nacional energética y ambiental, se recomienda impulsar el
aprovechamiento del proyecto hidroeléctrico Diquís en el año 2025. En la Tabla 1-1 se
muestra el plan correspondiente al escenario de demanda media y que se denomina aquí
como Plan de Expansión Recomendado.
2
Tabla 1-1 Plan de Expansión Recomendado
Año Energía % crec
GWh
Pot
MW
% crec Mes
2013
2014 10 789
1 688
2015 11 278
4.5%
1 757
4.1%
2016 11 786
4.5%
1 827
4.0%
2017 12 317
4.5%
1 891
3.5%
2018
2019
2020
2021
12 873
13 451
14 054
14 680
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
1 971
2 051
2 126
2 206
4.2%
4.1%
3.6%
3.8%
2022 15 330
2023 16 003
4.4%
4.4%
2 297
2 382
4.1%
3.7%
2024 16 698
2025 17 417
4.3%
4.3%
2 479
2 564
4.0%
3.4%
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
18 155
18 914
19 691
20 488
21 301
22 130
22 975
4.2%
4.2%
4.1%
4.0%
4.0%
3.9%
3.8%
2 660
2 756
2 858
2 949
3 066
3 173
3 291
3.7%
3.6%
3.7%
3.2%
4.0%
3.5%
3.7%
2033 23 832
2034 24 704
2035 25 589
3.7%
3.7%
3.6%
3 403
3 526
3 649
3.4%
3.6%
3.5%
Proyecto
Capacidad Instalada al: 2012
7 Tacares
12 Balsa Inferior
7 Cachí
11 Cachí 2
1 Chucás
2 Torito
3 Anonos
3 Río Macho
3 Río Macho 2
7 Chiripa
1 Capulín
1 La Joya 2
1 La Joya
1 Eólico Cap1 Conc 1a
1 Orosí
5 Reventazón
10 Reventazón Minicentral
1 Eólico Cap1 Conc 1b
1 Eólico Cap1 Conc 2
1 Hidro Cap1 Conc 1
1 Hidro Cap1 Conc 2
6 Moín 1
1 Renov 50 MW
1 Pailas 2
Fuente
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Eólic
Hidro
Hidro
Hidro
Eólic
Eólic
Hidro
Hidro
Eólic
Eólic
Hidro
Hidro
Térm
Renov
Geot
1
1
1
1
1
1
1
1
Turbina Proy 1
Renov 50 MW
Turbina Proy 2
Borinquen 1
Renov 150 MW
Borinquen 2
Diquís
Diquís Minicentral
Térm
Renov
Térm
Geot
Renov
Geot
Hidro
Hidro
1
1
1
1
1
1
1
1
Renov 150 MW
Geotérm 55 MW
Geotérm 110 MW
Renov 150 MW
Geotérm 165 MW
Renov 400 MW
Renov 150 MW
Turbina 160 MW
Renov
Geot
Geot
Renov
Geot
Renov
Renov
Térm
Pot
MW
Instalación
MW
2 682
7
2 689
38
2 727
-105
2 622
158
2 780
50
2 830
50
2 880
4
2 883
-120
2 763
140
2 903
50
2 953
49
3 002
64
3 066
-50
3 016
50
3 066
50
3 116
292
3 408
14
3 422
50
3 472
20
3 492
37
3 529
50
3 579
-20
3 559
50
3 609
55
3 664
3 664
80
3 744
50
3 794
80
3 874
55
3 929
150
4 079
55
4 134
623
4 757
27
4 784
4 784
4 784
4 784
150
4 934
55
4 989
110
5 099
150
5 249
165
5 414
400
5 814
150
5 964
160
6 124
3
La ruta de expansión que introduce gas natural encuentra óptimo disponer de este
combustible en el 2025, para ser utilizado en ciclos combinados grandes de alta
eficiencia.
También se exploró la necesidad de proyectos medianos y pequeños para satisfacer la
demanda del sistema de generación, si no se dispone de Diquís o del gas natural.
En el corto plazo se recomienda la ejecución del proyecto geotérmico Pailas 2, de 55 MW
en el 2019, y la adición de nueva capacidad renovable del orden de 50 MW en el 2018,
para cubrir la eventualidad de un escenario alto de demanda.
Es importante destacar la importancia de la adición de nueva capacidad térmica en el
2021. Esta expansión tiene un doble propósito:


Minimizar el costo total de inversión y operación del sistema. La capacidad térmica
es necesaria para reducir el costo de la energía, porque aunque tiene un costo
operativo alto su inversión es muy baja. Es la tecnología adecuada para
complementar las fuentes renovables. Estas nuevas plantas restituyen el balance
óptimo en la matriz energética.
Servir de primer paso para la introducción del gas natural. Si el país decide
avanzar con el gas natural, estas plantas se usarán como base para instalar un
ciclo combinado y la infraestructura de importación y almacenamiento del gas.
En todos los planes resalta el beneficio de disponer de nueva capacidad geotérmica. Los
tres primeros proyectos, Pailas 2, Borinquen 1 y Borinquen 2, se encuentran fuera de
parques nacionales y tienen estudios de factibilidad positivos. Posteriores desarrollos
requerirán estudios y en algunos casos, podrían no ser ejecutables, por estar en zonas
protegidas.
4
5
2 ENTORNO CENTROAMERICANO
En el presente capítulo se presentan las estadísticas que describen el sector eléctrico
regional. La información proviene de los informes publicados por CEPAL y datos del Ente
Operador de la Red (EOR).
2.1 Situación económica y social de Centro América
La región centroamericana en el año 2012 tiene 44 millones de habitantes en un territorio
que cubre 509 000 km2.
En la Tabla 2-1 se presentan algunos datos demográficos de la región centroamericana.
Tabla 2-1 Datos relevantes de demanda en Centro América
Características demográficas de los países Centroaméricanos. 2012
Población
Indice
Area
Población
Generación Densidad Generación per
electrificación
sin electricidad
Anual
Población Capita Anual
2
mil km
hab/km2
mill
%
mill
GWh
kWh-año
Guatemala
15.1
85.5
109
2.2
8 704
138
578
Honduras
8.4
85.7
112
1.2
7 503
75
895
El Salvador
6.3
93.6
21
0.4
5 988
298
958
Nicaragua
6.0
74.7
139
1.5
3 626
43
608
Costa Rica
4.7
99.2
51
0.0
10 076
92
2 159
Panamá
3.8
89.7
77
0.4
8 385
49
2 214
Total
44.1
87.04
509
5.7
44 282
87
1 004
En términos comparativos, Costa Rica es una décima parte del territorio y la población
regional, pero tiene la cuarta parte de la generación eléctrica.
El consumo de energía eléctrica per cápita en la región centroamericana muestra grandes
diferencias entre los países. El máximo consumo unitario es unas cuatro veces más alto
que el consumo per cápita mínimo. Algo similar ocurre con el producto interno bruto,
donde la relación es de unas cinco veces, como se aprecia en la Figura 2-1.
Figura 2-1 Producto Interno Bruto
6
En las últimas dos décadas la mayoría de los países realizó esfuerzos importante en la
electrificación rural y lograron mejorar sensiblemente los índices de cobertura eléctrica,
como se muestra en la Figura 2-2. A pesar de esto, al año 2012 no tenían acceso al
servicio eléctrico casi seis millones de centroamericanos.
Figura 2-2 Indices de Electrificación
2.2 Características de los sistemas de generación
En la Figura 2-3 se muestra la demanda de potencia para el período de 1990-2012 en la
región centroamericana.
Demanda máxima de potencia
1 600
1 200
800
400
Costa Rica
El Salvador
Guatemala
Honduras
Nicaragua
Panamá
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
0
Figura 2-3 Evolución de la demanda de potencia
En la Tabla 2-2 se muestra la generación de cada uno de los sistemas eléctricos de la
región y el crecimiento que tuvo en la última década.
7
Tabla 2-2 Generación eléctrica por país
Generación Neta por País
GWh
Años
CA
CR
ES
GU
HO
NI
PA
1990
14 175
3 543
2 164
2 318
2 274
1 251
2 625
2000
26 955
6 886
3 390
6 048
3 739
2 096
4 797
2001
28 023
6 896
3 976
5 772
3 959
2 286
5 133
2002
29 712
7 439
4 274
6 191
4 162
2 402
5 245
2003
31 307
7 511
4 487
6 575
4 607
2 561
5 566
2004
32 960
7 968
4 689
6 999
4 908
2 647
5 748
2005
34 504
8 146
4 943
7 221
5 625
2 808
5 761
2006
36 380
8 564
5 529
7 434
6 020
2 895
5 938
2007
38 229
8 990
5 749
7 940
6 334
2 935
6 282
2008
39 145
9 413
5 916
7 904
6 547
3 100
6 265
2009
39 545
9 236
5 663
7 979
6 592
3 196
6 879
2010
40 668
9 503
5 878
7 914
6 722
3 403
7 249
2011
42 292
9 760
5 991
8 147
7 125
3 567
7 703
2012
44 298
10 076
5 926
8 704
7 490
3 731
8 371
Tasas de Crecimiento Anual %
Años
CA
CR
ES
GU
HO
NI
PA
1990-2000
7%
7%
5%
10%
5%
5%
6%
2001
4%
0%
17%
-5%
6%
9%
7%
2002
6%
8%
7%
7%
5%
5%
2%
2003
5%
1%
5%
6%
11%
7%
6%
2004
5%
6%
4%
6%
7%
3%
3%
2005
5%
2%
5%
3%
15%
6%
0%
2006
5%
5%
12%
3%
7%
3%
3%
2007
5%
5%
4%
7%
5%
1%
6%
2008
2%
5%
3%
0%
3%
6%
0%
2009
1%
-2%
-4%
1%
1%
3%
10%
2010
3%
3%
4%
-1%
2%
6%
5%
2011
4%
3%
2%
3%
6%
5%
6%
2012
5%
3%
-1%
7%
5%
5%
9%
La principal fuente energética es la hidroelectricidad. A principios de los noventa, el agua
se usaba para generar más del 90% de la energía eléctrica. Más recientemente, la región
ha recurrido a los combustibles fósiles para atender sus crecientes demandas eléctricas.
En el 2012, la participación de las energías renovables fue un 65%, mientras que la
dependencia del petróleo y el carbón alcanzó un 35%, tal como se muestra en la Figura
2-4 y Tabla 2-3.
Tabla 2-3 Generación por fuente en Centroamérica
Año
1990
1995
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Total
Hidro
14 175
19 455
26 955
28 023
29 712
31 307
32 965
34 516
36 387
38 230
39 146
39 546
40 668
42 292
44 298
12 166
11 469
15 418
13 715
14 463
14 530
16 062
17 050
17 791
17 750
19 828
18 660
20 974
20 626
22 152
Geo
748
1 159
1 999
2 242
2 341
2 503
2 504
2 462
2 636
2 976
3 113
3 150
3 131
3 188
3 542
Generación Eléctrica en Centro América
Período 1990-2012
Vapor Motores Turbinas Ciclo Carbón Cogener Eólica Biogas
Combinado
1 014
17
231
0
0
0
0
0
1 870
2 168
2 661
0
0
127
0
0
1 134
6 351
591
0
558
722
183
0
2 273
7 741
384
0
848
635
186
0
1 876
8 581
475
0
943
774
259
0
2 047
9 864
440
0
892
801
230
0
1 733 10 295
193
0
1 030
888
255
5
1 611 10 601
347
0
979
1 251
204
12
1 968 10 789
558
0
1 011
1 356
274
7
2 237 11 649
738
0
1 038
1 602
241
1
1 946 10 893
535
0
1 054
1 577
198
1
1 925 12 419
383
0
723
1 849
436
1
1 582 11 129
475
0
1 082
1 776
519
0
970 12 396
444
537
1 656
1 717
738
20
830 12 436
208
151
1 939
1 831
1 190
19
Solar
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.3
8
Capacidad instalada por fuente
100%
80%
60%
40%
20%
Renovables
Derivados Petroleo
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
0%
Carbón
Figura 2-4 Participación de fuentes renovables en Centroamérica
El nivel de pérdidas eléctricas totales también ha mejorado en la última década en la
mayoría de los sistemas nacionales, y en promedio representa un 17% de la energía
generada. Ver Figura 2-5.
Pérdidas eléctricas
40%
35%
%pérdidas
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
1985
CR
1990
ES
1995
GU
2000
HO
NI
2005
PA
2010
Istmo
Figura 2-5 Pérdidas eléctricas totales
2.3 Precios de la energía
En la Figura 2-6 se grafican los precios promedios sectoriales de la energía publicados
por la CEPAL1, para el período 1995 – 2011, expresados en dólares corrientes.
En la Tabla 2-4 se presenta el precio de la energía al aplicar algunas tarifas eléctricas
vigentes en los años 2011 y 2012. Los valores calculados no incluyen impuestos y tasas.
En el sector residencial se han agregado los subsidios. En los consumos que se
especifica la potencia se utilizó un factor de carga del 50%.
1
CEPAL, Estadísticas del Subsector Eléctrico 2011.
Figura 2-6 Precios por sector de consumo
9
10
Tabla 2-4 Precio de la energía eléctrica por sector
Fuente: tomado de Cuadro 7 de Centroamérica: Estadísticas del Subsector Eléctrico, 2012. CEPAL
2.4 Interconexiones regionales
Los países del istmo centroamericano decidieron integrar sus sistemas eléctricos con la
intención de aprovechar mejor los recursos y la infraestructura energética. Con este
propósito, desde 1985 se crearon organismos regionales, como el Consejo de
Electrificación de América Central (CEAC), para promover la cooperación, la construcción
de infraestructura, los intercambios de energía y la planificación conjunta.
Las primeras interconexiones son previas al Mercado Eléctrico Regional. En 1976 se
enlazaron Honduras-Nicaragua; en 1982 se unieron Nicaragua-Costa Rica; en 1986 se
interconectaron Guatemala-El Salvador y Costa Rica-Panamá. Más recientemente se
completó en el 2002 la interconexión entre El Salvador-Honduras. En el 2011 Costa RicaPanamá pusieron en operación el Anillo La Amistad, línea que une ambos países por la
costa del Caribe y forma un anillo con el sistema existente.
11
Con la adopción del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano, suscrito por
los seis países de América Central a finales de la década de los noventa, la integración se
refuerza. El proyecto del Sistema de Integración Eléctrica para los Países de América
Central (SIEPAC) construyó una nueva línea de transmisión, cuyos propietarios son las
empresas eléctricas estatales de la región, más otros socios extra regionales2.
En el pasado, la poca capacidad de las interconexiones entre los países vecinos y la
ausencia de un mercado organizado, limitaban los intercambios de energía. Sin embargo,
el mercado eléctrico centroamericano ha avanzado significativamente y con la finalización
de la línea SIEPAC, se espera un mayor volumen de transacciones.
El sistema de transmisión de Centro América está conformado por los sistemas
nacionales y las interconexiones de país a país. El voltaje de las interconexiones actuales
es de 230 kV, aunque al interno de cada sistema se utiliza también 138 kV, 115 kV y otros
voltajes menores.
La Empresa Propietaria de la Red (EPR) es la encargada de desarrollar, diseñar,
financiar, construir y mantener el primer sistema de transmisión regional, denominado
línea SIEPAC, con una longitud de 1 800 km.
La línea SIEPAC en conjunto con las redes nacionales permite intercambios de potencia
con mayor confiabilidad. En su primera etapa, consta de un solo circuito sobre torres
previstas para doble circuito.
Los países del área se han comprometido a reforzar sus sistemas para que al
completarse la línea SIEPAC exista una capacidad de intercambios de hasta 300 MW.
El diagrama de la ruta de la línea SIEPAC se muestra en la Figura 2-7.
Figura 2-7 Diagrama de la línea SIEPAC
En noviembre del 2012 el proyecto SIEPAC contaba con un avance general3 del 95%
como se muestra en la Tabla 2-5. La línea está construida en cinco de los países, y solo
2
Endesa de España, ISA de Colombia y CFE de México.
Datos tomados del Informe de la Empresa Propietaria de la Red (EPR), a noviembre del 2012.
http://www.enteoperador.org/. Consulta realizada en febrero del 2013.
3
12
falta terminar una porción del tramo de Parrita-Palmar Norte en Costa Rica, que no se ha
completado por problemas en la adquisición de servidumbres.
Tabla 2-5 Avance constructivo línea SIEPAC
Alcance general y detalles de la ejecución del Proyecto
Avance Global
Cimentaciones
Izado de Estructuras
Cimentaciones
linea
Total
Realizadas
%
Total
Realizadas
%
Total
Realizadas
%
%
Guatemala
662
662
100%
662
662
100%
283
283
100%
100%
El Salvador
736
736
100%
736
736
100%
286
286
100%
100%
Honduras
727
727
100%
727
727
100%
275
275
100%
100%
Nicaragua
756
756
100%
756
756
100%
308
308
100%
100%
1 209
89%
1 354
1 126
83%
493
362
73%
84%
398
398
100%
398
398
100%
150
150
100%
100%
4 633
4 488
97%
4 633
4 405
95%
1 794
1 664
93%
95%
Costa Rica 1 354
Panamá
Total
En el año 2010 entró en operación el enlace de 103 km entre Tapachula, México, y Los
Brillantes, Guatemala. Este enlace está previsto para un doble circuito, funciona a 400 kV,
y en su primera etapa de un solo circuito tiene capacidad para transportar 200 MW en la
dirección norte-sur y 70 MW sur-norte.
2.5 Mercados eléctricos en Centro América
La región centroamericana ha experimentado reformas importantes en sus sectores
eléctricos. Desde finales de la década de los ochenta la reestructuración eléctrica
sustituyó el control centralizado de las empresas estatales verticalmente integradas por
mercados liberalizados, particularmente en la actividad de generación.
En Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Panamá se hicieron profundos cambios en
relativamente poco tiempo, en los segmentos de generación, transmisión y distribución,
mientras que en Honduras y Costa Rica, la apertura se dio en forma limitada y sólo en el
segmento de generación.
En los cuatro países que reestructuraron su sector, funciona un mercado de generación.
En Honduras, se creó un modelo de comprador único y en Costa Rica se abrió la
participación privada para el desarrollo de fuentes renovables en plantas de capacidad
limitada.
El Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano está concebido para crear un
sétimo mercado, que convive superpuesto a los mercados internos particulares de cada
país, y que respeta las diferencias que entre ellos existen.
Según resolución CRIE-P-17-20124, del 8 de octubre del 2012, la entrada en vigencia del
Reglamento del Mercado Eléctrico Regional - RMER es abril del 2013. Antes de esa fecha
el mercado se regulaba con el Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional –
RTMER.
4
Resolución CRIE P-17-2012. 8 de octubre del 2012. Consultada el febrero 2013
http://www.crie.org.gt/images/stories/RESOLUCIONES/2012/PRESENCIALES/RESOLUCION%20P-172012.pdf
13
2.6 Actividad comercial del mercado regional
Las transacciones comerciales de los intercambios de energía están regidas por el
Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER).
La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), conformada con representantes
de los organismos reguladores de cada país, actúa como regulador regional. El Ente
Operador de la Red (EOR) se encarga de la operación y el despacho regional.
Los intercambios se realizan entre los agentes habilitados por cada país ante el EOR. Por
ley, en Costa Rica el único agente regional es el ICE. Todas las transacciones deben ser
coordinadas con el Operador de Mercado (OM) de cada país y comunicadas con
anticipación al EOR, que verifica la factibilidad técnica y comercial de los intercambios.
Hechos los ajustes, el EOR coordina con los OM el pre despacho del día siguiente. El
EOR coordina la operación de los seis sistemas y realiza las liquidaciones del mercado
regional.
En la Tabla 2-6 aparece un recuento de las inyecciones y los retiros por país entre los
años 2009 y 2012. En este período, Guatemala ha sido un exportador neto, mientras que
El Salvador fue un importador neto, como se ilustra en la Figura 2-8.
Tabla 2-6 Inyecciones y retiros en el mercado regional
TRANSACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO REGIONAL
País
2009
2010
2011
2012
23
INYECCION GWh
Costa Rica
68
38
43
El Salvador
78
88
100
77
Guatemala
82
116
151
146
Honduras
46
13
1
1
Nicaragua
1
43
41
3
92
38
8
58
336
344
308
Panamá
Total
368
RETIRO GWh
Costa Rica
82
62
5
34
El Salvador
206
172
214
161
Guatemala
14
0
0
0
0
22
44
76
20
Honduras
Nicaragua
Panamá
Total
2
10
10
64
70
71
17
368
336
344
307
14
Exportaciones netas
200
150
100
GWh
50
0
-50
-100
-150
-200
2009
CR
2010
ES
2011
GU
HO
2012
NI
PA
Figura 2-8 Intercambios netos
Para el período 1990-2012 el nivel de actividad de los intercambios se ejemplifica con el
volumen de exportaciones totales de la Figura 2-9.
Exportaciones
1 600
1 400
1 200
GWh
1 000
800
600
400
200
0
1990
1995
2000
2005
2010
Figura 2-9 Registro histórico de exportaciones
15
3 POLITICA Y ORGANIZACION DEL SISTEMA DE GENERACION
3.1 Política Energética Nacional
El ICE es una institución autónoma del Estado costarricense con el mandato legal de
proveer la energía eléctrica que la sociedad requiera para su desarrollo. El Decreto-Ley
No.449 que crea al ICE en 1949, establece que la gestión técnica, los programas de
trabajo, las obras y proyectos que emprenda son su responsabilidad y no dependen de
ningún otro órgano del Estado.
Sin menoscabo de lo anterior, el ICE armoniza sus esfuerzos con el resto del Sector
Energético del país, cuyo ente rector es el Ministerio de Ambiente, Energía y
Telecomunicaciones.
Los planes de desarrollo eléctrico del país son elaborados por el ICE en conformidad con
las políticas y lineamientos generales del Plan Nacional de Desarrollo (PND)5 y del Plan
Nacional de Energía (PNE)6 que publican el Ministerio de Planificación y el Ministerio de
Ambiente y Energía.
3.1.1 Plan Nacional de Desarrollo
La política energética del anterior Plan Nacional de Desarrollo (PND) “Jorge Manuel
Dengo”, período 2006-2010, en el tema de la energía eléctrica, está contenido en el
Capítulo 4, titulado “Eje de política Ambiental, Energética y de Telecomunicaciones”.
En la Sección 2 “Los Grandes Desafíos”, se propone reducir la dependencia de
combustibles importados, aprovechar mejor las fuentes de energía renovable del país y
llegar a producir el 100% de la electricidad a partir de fuentes de energía renovables.
La Sección 3, “Visión del Eje y Metas Sectoriales”, en lo que se refiere a suministro de
energía y uso de hidrocarburos, dice textualmente:
“Mejorar tecnológicamente y restablecer los niveles de confiabilidad, calidad y
seguridad en el suministro de energía, reduciendo el uso de hidrocarburos en la
producción de energía eléctrica, y sentando las bases para ser, en el año 2021, el
primer país del mundo que produzca el 100% de la electricidad que consume a
partir de fuentes renovables de energía.”
Por último, en la Sección 4 “Acciones Estratégicas”, se expone el “Programa de mejora
tecnológica y restablecimiento de los niveles de confiabilidad, calidad y seguridad en el
suministro de energía”, que en lo relativo a generación eléctrica plantea:
“Se ampliará la capacidad en plantas de generación de energía en operación, a
partir de fuentes renovables, en 369,3 Mega Watts (MW) y se instalarán 205
paneles solares”
5
Plan Nacional de Desarrollo María Teresa Obregón Zamora, 2011-2014. Ministerio de
Planificación, 2010.
6
V Plan Nacional de Energía 2008-2021. Ministerio de Ambiente y Energía, DSE, marzo 2008.
16
Adicionalmente, en el PND se propone modificar las leyes de la industria eléctrica, para
que entre otras reformas, se facilite la participación de inversionistas privados en el sector
de la generación eléctrica.
El actual Plan Nacional de Desarrollo refuerza la posición política del país en los temas de
carbono-neutralidad y uso de fuentes renovables de energía.
3.1.2 Plan Nacional de Energía
El V Plan Nacional de Energía (PNE) está estructurado en los siguientes términos:
“Visión
Hacia 2021 Costa Rica dispone de un suministro energético confiable y en
armonía con la naturaleza, enfatizando en fuentes renovables autóctonas,
haciendo un uso eficiente de los recursos en la oferta y en la demanda,
promoviendo el desarrollo de la infraestructura necesaria, la constante
investigación e innovación de las instituciones y empresas así como la más alta
productividad del capital humano del sector.”
“Ejes claves
El alcance de los objetivos contenidos en este Plan Nacional de Energía se daría
por medio de esfuerzos coordinados en dos (sic.) sentidos claves que deben ser
desarrollados armónicamente:
 Aumento sostenido y oportuno de la oferta, mediante el uso de fuentes
autóctonas de energía.
 Reducción sostenida y relativa de la demanda, a través del uso eficiente y
racional de la energía.
 Desarrollo de una infraestructura robusta y eficiente, para garantizar la
producción local y el suministro de la energía en los centros de consumo.”
“Principios y Valores
Para apuntalar los ejes claves antes descritos, es necesario que ciertos objetivos y
acciones estratégicos sean presupuestados y ejecutados cabalmente, tales como:
 Abastecimiento energético a costo razonable, suficiente y oportuno.
 El uso de fuentes autóctonas de energía.
 Un sector energético modernizado y robusto.
 Visión inclusiva, universal, solidaria y competitiva internacionalmente.
 Esfuerzo cooperativo entre los sectores público y privado.”
Los cinco objetivos estratégicos del PNE son:





Modernizar y fortalecer integralmente el Sector Energético, por medio de un marco
legal actualizado y eficaz.
Estimular el desarrollo sostenible del Sector Energético mediante la justificada
apertura gradual, selectiva y regulada del mercado.
Asegurar el abastecimiento energético de manera sostenible minimizando la
vulnerabilidad y dependencia externa.
Incrementar la diversificación de la oferta energética.
Impulsar un consumo energético eficiente.
17
El documento “Hacia un nuevo modelo energético para nuestro país”7, del MINAET,
refuerza nuevamente los objetivos generales de los planes nacionales de energía
anteriores. El Plan de Expansión del ICE es consistente con los objetivos de este modelo.
3.2 Políticas del sistema de generación del ICE
La política del ICE para el desarrollo del sistema de generación, está enmarcada dentro
de los lineamientos establecidos en las políticas nacionales sobre energía.
La planificación de la expansión del sistema de generación pone especial énfasis en los
siguientes seis aspectos:
7

Ambiente y Desarrollo
La consideración cuidadosa de los impactos ambientales y sociales debe estar
integrada con el planeamiento y diseño de cada uno de los proyectos de
generación propuestos para el plan. Se busca un desarrollo eléctrico que minimice
los impactos negativos y potencie los positivos, procurando su sostenibilidad.

Dependencia del Petróleo
Aunque el uso de combustibles fósiles en el sistema eléctrico costarricense es
extraordinariamente bajo, se busca disminuir aún más la dependencia de los
derivados del petróleo, dada la volatilidad de los precios y la incertidumbre de su
evolución futura.

Fuentes Renovables
Las fuentes renovables cumplen la doble función de reducir la dependencia del
petróleo y de permitir un desarrollo limpio y sustentable. Se busca además la
diversificación de las fuentes, para reducir la vulnerabilidad a las variaciones
naturales de los recursos renovables.

Mercado Eléctrico Regional
El Mercado Eléctrico Regional amplía las opciones del sistema eléctrico nacional.
Se busca fomentar el crecimiento del MER a través de la participación activa del
país.

Inversiones en Generación
El crecimiento del sistema de generación demanda gran cantidad de recursos. Se
desea desarrollar alianzas y oportunidades para que empresas distribuidoras y el
sector privado puedan invertir en nuevas obras de generación, en un esquema
cooperativo de inversión pública y privada.

Costo de la Energía
El sistema de generación deberá satisfacer las necesidades de energía eléctrica
del país, en calidad y cantidad, al menor costo posible.
Hacia un nuevo modelo energético de nuestro país. MINAET, julio 2010
18
En lo relativo a fuentes nuevas y no convencionales también se aplican las políticas de
largo plazo del sector energía8.
3.3 Plan de Expansión de la Generación
El Plan de Expansión de la Generación (PEG) es el marco de referencia para los
principales propósitos de planeamiento, de mediano y largo plazo, de los participantes en
el sector eléctrico del país.
El PEG sintetiza las estrategias de desarrollo eléctrico, las posibilidades de las diferentes
opciones tecnológicas y las necesidades de recursos en el futuro.
Este marco de referencia es necesario para unificar una base común de partida para
todos los participantes en el sector energético, en temas tan amplios como determinación
de inversiones, definición de estrategias de desarrollo, fijación de tarifas o estudios de
mercado.
3.4 Organización
El sistema de generación está organizado como un servicio público regulado, donde el
ICE es el responsable, por mandato legal, de procurar la satisfacción de las necesidades
de energía eléctrica que el desarrollo del país demande.
El ICE es una institución autónoma del Estado costarricense, verticalmente integrada en
generación, transmisión y distribución. Además de poseer la mayor capacidad en plantas
generadoras, maneja la red de transmisión y distribuye cerca del 40% de la energía
eléctrica. También es el propietario accionario de la empresa distribuidora más grande del
país, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL).
En la actividad de generación participan otras empresas. La generación privada o
independiente, a través de contratos de largo plazo, provee de energía al sistema de
generación del ICE, mientras que seis de las otras siete distribuidoras tienen plantas de
generación para abastecer parte de la demanda de sus clientes.
El ICE participa como único agente del sistema costarricense en el Mercado Eléctrico
Regional.
La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) vela por la calidad y el
precio de los servicios públicos prestados por el ICE y las demás empresas del sector
eléctrico.
La Dirección Sectorial de Energía (DSE) es un órgano adscrito al Ministerio de Ambiente y
Energía. Es responsable de formular y promover la planificación energética nacional,
mediante políticas y acciones estratégicas que integran los combustibles y la energía
eléctrica. Los planes nacionales de energía son elaborados por la DSE.
8
Plan de Promoción y Desarrollo de Fuentes Renovables No Convencionales 2012-2016. CENPE,
2012
19
4 DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO
4.1 Sistema Eléctrico Nacional
El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está conformado por los Sistemas de Generación,
Transmisión y Distribución. Todos los elementos del SEN están completamente
interconectados en un solo sistema de transmisión.
4.1.1 Sistema de Generación
La generación de electricidad en Costa Rica la realizan siete empresas de servicio público
y 30 generadores privados9. Las empresas de servicio público que tienen generación son:
el ICE; la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL, subsidiaria del ICE); la Junta
Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC), la Empresa de Servicios
Públicos de Heredia (ESPH), la Cooperativa de Electrificación de San Carlos
(COOPELESCA), la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste
(COOPEGUANACASTE) y la Cooperativa de Electrificación Rural Los Santos
(COOPESANTOS R.L.).
El sistema eléctrico a diciembre del 2012 tenía una capacidad instalada efectiva10 de
2 682 MW, de los cuales un 66 % corresponde a plantas hidroeléctricas, un 20% a plantas
térmicas, un 7% a plantas geotérmicas, un 5% a plantas eólicas y un 2% a biomasa.
De la capacidad instalada, el ICE opera un 76% con plantas propias y un 13% con plantas
contratadas a generadores privados independientes. Las empresas distribuidoras operan
plantas que alcanzan el 11% de la capacidad instalada.
La máxima demanda registrada en el año 2012 fue de 1 593 MW y se dio en el mes de
marzo.
En el año 2012, el SEN generó 10 076 GWh, experimentando un incremento del 3.2% con
relación al 2011. El ICE contribuyó a la generación total con un 74%, los generadores
privados con 17% y el restante 9% fue producido por las empresas distribuidoras. El
consumo nacional, que incluye los intercambios regionales, fue 10 093 GWh, un 3.8%
más de lo demandado durante el 2011.
La Figura 4-1 muestra el porcentaje de la capacidad instalada y la generación del año
2012 para cada fuente de producción.
9
En operación comercial al 31 de diciembre 2012.
Potencia efectiva se entiende como la potencia máxima continua que la planta puede aportar. Es
muy similar a los valores de placa en el caso de plantas hidroeléctricas, pero menor en el caso de
las plantas térmicas, por la degradación que sufren con los años.
10
Capacidad instalada por fuente 2012
Solar
0%
Biomasa
2%
Generación 2012
Eólico
5%
Solar
0%
Biom
1%
Eólic
5%
2 682 MW
efectivos
Térm
20%
20
Térm
8%
10 076 GWh
gener local
Geot
13.9%
Hidro
66%
Geotérm
7%
Hidro
72%
Hidro
Geotérm
Eólico
Biomasa
Solar
Térm
Figura 4-1 Capacidad instalada y generación por fuente energética
La Figura 4-2 muestra el porcentaje histórico de uso de las diferentes fuentes para
generación eléctrica en Costa Rica. Se observa cómo durante los primeros años de la
década de los 80, luego de la construcción del complejo Arenal, prácticamente no se
utilizó generación térmica. Posteriormente, su uso se incrementó hasta alcanzar un
máximo del 17.4% en el año 1994, debido en parte a una fuerte sequía. En la década
comprendida entre 1996 y 2006, gracias a la contribución de la energía geotérmica y a la
introducción de la energía eólica, así como a la ocurrencia de condiciones hidrológicas
favorables, la generación térmica fue mínima. Los últimos años se han caracterizado por
una baja aportación de caudales, que ha obligado a incrementar la participación de la
generación térmica. Bajo este contexto de hidrología adversa, en el año 2012 la
producción térmica alcanzó los 830 GWh, apenas un 8% de la producción nacional.
Generación Histórica por Fuente
Hidro
Geot
Eólic
Biom
Térm
Figura 4-2 Generación histórica por fuente
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
21
4.1.2 Sistema de Transmisión
El Sistema de Transmisión se extiende desde Peñas Blancas (frontera con Nicaragua)
hasta Paso Canoas (frontera con Panamá) y desde Puerto Limón en el Caribe hasta
Santa Cruz, en la Península de Nicoya. Dispone11 de un total de 1 083 km de líneas de
transmisión de 230 kV y 727 km de 138 kV. El sistema se interconectó por primera vez
con Nicaragua en 1982 y con Panamá en 1986. En el 2011 se conectó el circuito del
Anillo de la Amistad.
La capacidad total de transformación de las 41 subestaciones del sistema asciende a
7 606 MVA, con 2 633 MVA de capacidad elevadora, 3 494 MVA de capacidad reductora,
1 399 MVA de auto transformación y 80 MVA en reactores.
Desde 1996 el Sistema Nacional Interconectado (SNI) abarca el 100% del Sistema
Eléctrico Nacional (SEN) y desaparecieron los sistemas de distribución aislados.
En el 2012 entró en operación gran parte de la línea SIEPAC, que une los seis países de
la región.
En la Figura 4-3 se muestra un mapa con la configuración del Sistema de Transmisión del
año 2012.
Figura 4-3 Sistema de transmisión
11
Datos de kilómetros, MVA y número de subestaciones al año 2011.
22
4.1.3 Sistema de Distribución
La distribución y comercialización de energía eléctrica en Costa Rica es responsabilidad
de ocho empresas de servicio público. Estas empresas son el ICE y su subsidiaria
Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), dos empresas municipales, Empresa de
Servicios Públicos de Heredia (ESPH) y Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de
Cartago (JASEC), y las cooperativas de electrificación rural de Guanacaste, San Carlos,
Los Santos y Alfaro Ruiz (COOPEGUANACASTE, COOPELESCA, COOPESANTOS Y
COOPEALFARO, respectivamente).
En la Figura 4-4 se muestra la participación12 de cada empresa en el sistema nacional.
Energía por distribuidora año 2012
Lesca
Guanacaste 4.4%
4.3%
JASEC
5.8%
ESPH
6.4%
Santos Alfaro
1.1%
0.3%
ICE
38.5%
CNFL
39.2%
Figura 4-4 Participación de las empresas distribuidoras según energía vendida
En la Figura 4-5 se indica el área de servicio de cada una de las empresas distribuidoras.
12
Costa Rica: Informe anual de las variables relacionadas con el consumo de energía eléctrica
2012. Dirección Gestión Tarifaria. 2013.
23
Figura 4-5 Areas de concesión de servicio de las distribuidoras
4.1.4 Despacho de energía
La operación del Sistema Eléctrico es centralizada bajo la responsabilidad del Centro de
Control de Energía del ICE. El funcionamiento del Sistema de Generación y el de
Transmisión deben estar dentro de los parámetros de calidad y seguridad
preestablecidos.
Las empresas distribuidoras despachan sus plantas propias. El resto de las unidades
generadoras son despachadas por el Centro de Control. Todas las unidades generadoras
conectadas al SEN están sujetas a las órdenes del Centro de Control en lo relativo a
aspectos de calidad y seguridad.
4.2 Cobertura eléctrica
El grado de cobertura es un índice que muestra el acceso de la población al servicio
eléctrico. Se calcula como el cociente de las viviendas con acceso a redes eléctricas entre
el total de viviendas.
La evolución de la cobertura se muestra en la Figura 4-6. Actualmente13 la cobertura es
del 99.4%.
13
Indice de Cobertura Eléctrica. CENPE. Agosto 2013.
24
Todas las empresas distribuidoras del país, que en conjunto alcanzan la cobertura
indicada, están servidas por el Sistema de Transmisión o por circuitos del sistema de
distribución del ICE.
COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA
ELÉCTRICA
(1970 -2013)
99.11
97.06
99.4
88.41
70.64
2010
2005
2000
1995
1990
1985
1980
1975
47.34
1970
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Figura 4-6 Evolución de la cobertura eléctrica
4.3 Ventas de energía eléctrica
Las ventas de energía de las empresas distribuidoras14 a sus clientes totalizaron
8 607 GWh en el año 2012. Adicionalmente el Sistema de Generación tiene cinco clientes
industriales de Alta Tensión, directamente conectados al Sistema de Transmisión, que no
son atendidos por empresas distribuidoras. Su consumo total fue de 315 GWh, un 3% de
demanda total del SEN.
La demanda relativa de cada uno de los sectores de consumo se indica en la Figura 4-7 y
los precios medios de venta para cada sector se indican en la Figura 4-8.
14
Informe mensual de ventas de energía eléctrica por empresa distribuidora y sector de consumo.
Diciembre 2012. Dirección Gestión Tarifaria.
25
Porcentaje energía distribuida 2012
3%
3%
21%
39%
Residencial
General
Industria
Alta Tensión
34%
Alumbrado Público
Figura 4-7 Energía demandada por sector de consumo
Precio medio de venta 2012
Alta Tensión
Industria
General
Residencial
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
USD/kWh
Figura 4-8 Precio medio por sector
El sector residencial, que al final de la década de los 80 consumía casi la mitad de la
energía vendida por las empresas distribuidoras, en el 2012 representó sólo el 39% de las
ventas. En el sector residencial es común la utilización de electricidad para cocción de
alimentos.
4.4 Servicio en zonas remotas fuera de la red
En zonas remotas no cubiertas por las redes de las empresas de distribución, el ICE ha
instalado paneles solares y otros sistemas pequeños de generación para atender
necesidades elementales de energía en casas y pequeños caseríos.
Mediante el Programa de Electrificación Rural con Fuentes de Energía Renovable, desde
1998 hasta setiembre del 2013, el ICE ha instalado 3 112 paneles solares, con una
potencia de 383 kW pico, para atender desde viviendas hasta Equipos Básicos de Atención
Integral en Salud (EBAIS), según el detalle de la Tabla 4-1 y con la distribución territorial
que se muestra en la Figura 4-9.
Tabla 4-1 Paneles solares del Programa de Electrificación Rural
Paneles solares instalados
(a setiembre 2013)
Residenciales
2 368
Escuelas
283
Otras Aplicaciones Comunales
147
Albergues de Áreas Silvestres Protegidas
122
Puestos Fronterizos de Seguridad Pública
69
Teléfonos Públicos Administrados
48
Telesecundarias
44
EBAIS
31
Total
3 112
Comunidades beneficiadas
372
Potencia instalada (kW)
383
Figura 4-9 Ubicación de localidades con equipos aislados
26
27
5 GENERALIDADES DE LA DEMANDA ELECTRICA
5.1 El sector electricidad y la demanda total de energía
La electricidad suple cerca de la quinta parte de las necesidades finales de energía del
país15. De los 164 000 terajulios16 (TJ) que consumió el país en el año 2011, el 19% fue
cubierto con electricidad, mientras que los combustibles fósiles se usaron para suplir el
55% de la demanda final de energía. La biomasa residual de los procesos
agroindustriales, como el bagazo y la cascarilla del café, aportó un 15%. La participación
de la leña, que es una fuente no comercial de energía, llegó al 11%.
El sector que consume más energía es el de transporte, que demanda el 44% de la
energía total, seguido por el industrial con una demanda de 29% y el residencial con una
demanda de 16%. La demanda relativa de cada sector se muestra en la Figura 5-1.
Consumo final por sector
Consumo final por fuente
8% 2% 1%
11%
16%
19%
44%
55%
15%
Fósiles
29%
Otra Biomasa
Electricidad
Leña
Transporte
Industria
Residencial
Comerc&Serv
Agropecuario
Otros
Figura 5-1 Consumo de energía en Costa Rica. Año 2009
Como puede verse en la Figura 5-2 el sector transporte depende en un 100% de los
hidrocarburos. El sector industrial también usa intensivamente los combustibles fósiles,
que cubren el 26% de sus necesidades. El 52% de la energía consumida por el sector
industria proviene de residuos vegetales o biomásicos, este porcentaje corresponde al
consumo de la agroindustria alimenticia que está contenida dentro del sector industria.
La electricidad es usada ampliamente por el sector residencial y comercial, aunque la leña
todavía tiene una participación muy importante en los hogares rurales, fundamentalmente
para la cocción.
En el sector industrial la electricidad suple el 13% de la energía requerida, principalmente
para fuerza motriz e iluminación, mientras que los hidrocarburos se usan para la
generación de calor y vapor.
15
16
Datos del Balance Energético Nacional de Costa Rica 2011. DSE. Diciembre 2012
12
Un Terajulio es igual a 10 julios, y equivale a 277 778 kWh
28
Consumo por sector y fuente
80
TJ x 103
60
40
Leña
20
Electricidad
Otra Biomasa
Agropecuario
Comerc&Serv
Residencial
Industria
Transporte
0
Fósiles
Figura 5-2 Consumo por sector y fuente energética
5.2 Evolución de la demanda eléctrica
Desde 1990 hasta 2006, la demanda eléctrica creció a un ritmo anual promedio del 5.5%.
A partir del 2007 la tasa de crecimiento se redujo y llegó a ser negativa en el 2009,
producto de la desaceleración económica del país debido a los efectos de la crisis
económica mundial. Al 2012 persisten estas condiciones deprimidas de crecimiento, como
se ilustra en la Figura 5-3. A octubre del 2013, el crecimiento acumulado con respecto al
mismo período del 2012 apenas alcanza un 0.8%.
12 000
10%
10 000
8%
8 000
6%
6 000
4%
4 000
2%
2 000
0%
0
%Crecim Anual
GWh
Crecimiento histórico demanda
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
-2%
%crecim
GWh
Figura 5-3 Demanda histórica de generación eléctrica
5.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda
La demanda eléctrica agregada de todo el país tiene un patrón horario muy marcado, con
consumo estacional prácticamente constante.
Las curvas de carga horarias también tienen un patrón semanal, donde los días laborales
de lunes a viernes presentan una demanda mayor que los sábados y domingos. Durante
la mañana la demanda va creciendo hasta alcanzar un primer pico cerca del mediodía,
29
seguido de un segundo pico más fuerte al anochecer, separados por un altiplano que
cada año tiende a elevarse.
Con el crecimiento del mercado, también ha mejorado el factor de carga del sistema. Es
natural que conforme aumenta el tamaño y la diversidad de la demanda, las curvas de
carga tiendan a achatarse. A inicios de los años 80, el factor de carga17 era inferior al
60%, mientras que para el año 2012 alcanza el 72%. En la Figura 5-4 se presenta la curva
para días laborables del 2012 y se compara con curvas de años anteriores.
Demanda promedio lunes-viernes
100%
% Pot máx
90%
1997
2000
80%
2001
70%
2002
60%
2003
2007
50%
2012
40%
0
3
6
9
12
15
18
21
24
Figura 5-4 Demanda promedio día laboral
Estacionalmente hay muy poca diferencia en la demanda promedio diaria, como puede
comprobarse en la Figura 5-5.
Energía promedio días laborales 2012
30
GWh diarios
25
20
15
10
5
0
ene
feb
mar
abr may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
Figura 5-5 Comportamiento estacional de la demanda
17
El factor de carga del sistema eléctrico se define como la demanda de energía dividida entre la
energía que podría entregar el sistema si funcionara a plena carga durante el período de tiempo
considerado.
30
31
6 PROYECCIONES DE DEMANDA
6.1 Metodología usada en la proyección
Las proyecciones de la demanda eléctrica18 utilizadas para elaborar el presente estudio
del plan de expansión se calcularon utilizando un modelo econométrico.
En el modelo econométrico, para cada sector de consumo, se determina cuáles variables
explican estadísticamente el comportamiento de la demanda.
Los parámetros económicos más relevantes para la proyección de la demanda son el
precio de la energía, el Valor Agregado Comercial Ampliado (VACA), el Valor Agregado
Industrial (VAI) y Valor Agregado Industrial Ampliado (VAIA). En el sector residencial y de
alumbrado público el parámetro relevante es el número de clientes.
En la Tabla 6-1 se indica cuáles variables explicativas se utilizan para la proyección de
cada sector de consumo.
Tabla 6-1 Variables usadas para el pronóstico de la demanda
SECTORES
VARIABLES
Grandes Industrial
EXPLICATIVAS
Residencial General
Industrias
Menor
Residencial
Total SEN
Residencial
General
Industrial
VAI
Variables
VAIA
económicas
VACA
Número de
clientes
Precio
medio de
venta
Alumbrado
público
X
X
X
X
X
X
X
X
Con estas variables y los modelos desarrollados para el cálculo de proyecciones, se
obtienen las proyecciones de ventas de energía del sistema a clientes finales.
Recurriendo a una proyección del factor de pérdidas y el factor de carga, se calcula la
demanda de generación y la potencia máxima del sistema.
6.2 Máximo crecimiento previsible en el corto plazo
Un plan de expansión se diseña con suficiente robustez para que pueda atender la
demanda máxima previsible en el corto plazo, sin comprometer la confiabilidad del
suministro eléctrico.
El máximo crecimiento previsible en el corto plazo puede ser mayor que los escenarios
econométricos, por dos razones principales:
18
Proyecciones de la demanda eléctrica 2013-2035. CENPE. Mayo 2013.


32
La tendencia de crecimiento real que se presentará en el futuro siempre tendrá
desviaciones con respecto a cualquier proyección que se realice, dada la
inevitable incertidumbre de prever acontecimientos futuros.
Los escenarios econométricos utilizados para proyectar las demandas futuras
suponen un crecimiento ajustado a una curva suave que representa la tendencia
de largo plazo. En la realidad, la demanda exhibe fluctuaciones con respecto a su
crecimiento medio, con períodos de rápido crecimiento y otros de desarrollo más
pausado.
Para estimar esta demanda máxima previsible a partir de las proyecciones econométricas,
se ha establecido como criterio utilizar un escenario denominado indistintamente “BaseModificado” o “Medio-Modificado”. Este escenario se construye aumentando un 2% la
demanda base del primer año proyectado, un 3% la del segundo y un 4% las demandas
del tercero al quinto año, y tomando el valor que sea mayor entre estos y el escenario
alto. Por último, entre el sexto y el octavo año se hace una transición lineal hasta alcanzar
el valor del escenario base.
No es necesario imponer esta condición más allá del corto plazo, porque siempre será
posible hacer ajustes oportunos en las sucesivas revisiones del plan.
Este escenario Base-Modificado se utiliza para revisar la robustez del plan en el horizonte
de corto plazo.
6.3 Proyecciones de la demanda
Las proyecciones usadas para el cálculo de la instalación del plan de expansión19 son las
indicadas20 en la Tabla 6-2 y Figura 6-2. La demanda de energía corresponde al
acumulado de energía anual y se expresa en GWh. La demanda de potencia es el valor
de la máxima potencia esperada en el año, y se expresa en MW.
19
Al momento de realizar los análisis del plan la demanda del año 2013 se basó en la proyección
disponible.
20
El escenario Base y el Base Modificado también son llamados Medio y Medio Modificado
33
Tabla 6-2 Escenarios de demanda
Año
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Generación, GWh
Potencia, MW
Factor de carga
Base
Base Mod
Bajo
Alto
Base
Base Mod
Bajo
Alto
Base
Base Mod
Bajo
Alto
9 533
9 723
10 093
10 403
10 788
11 278
11 786
12 317
12 872
13 451
14 054
14 680
15 330
16 003
16 699
17 417
18 155
18 914
19 691
20 487
21 300
22 130
22 975
23 834
24 708
25 594
9 533
9 723
10 093
10 611
11 112
11 729
12 257
12 866
13 262
13 658
14 054
14 680
15 330
16 003
16 699
17 417
18 155
18 914
19 691
20 487
21 300
22 130
22 975
23 834
24 708
25 594
9 533
9 723
10 093
10 344
10 667
11 007
11 360
11 727
12 108
12 504
12 914
13 340
13 780
14 235
14 704
15 208
15 746
16 320
16 930
17 556
18 195
18 847
19 511
20 186
20 871
21 563
9 533
9 723
10 093
10 461
10 913
11 532
12 183
12 866
13 581
14 328
15 106
15 915
16 754
17 622
18 517
19 413
20 303
21 182
22 046
22 923
23 813
24 714
25 626
26 548
27 481
28 422
1 536
1 546
1 593
1 638
1 689
1 756
1 826
1 898
1 972
2 050
2 128
2 211
2 297
2 385
2 476
2 569
2 661
2 757
2 857
2 959
3 065
3 175
3 288
3 404
3 524
3 647
1 536
1 546
1 593
1 671
1 740
1 827
1 899
1 982
2 032
2 082
2 128
2 211
2 297
2 385
2 476
2 569
2 661
2 757
2 857
2 959
3 065
3 175
3 288
3 404
3 524
3 647
1 536
1 546
1 593
1 629
1 670
1 714
1 760
1 807
1 855
1 906
1 955
2 009
2 064
2 121
2 180
2 243
2 308
2 379
2 456
2 536
2 618
2 704
2 792
2 883
2 977
3 073
1 536
1 546
1 593
1 647
1 709
1 796
1 887
1 982
2 081
2 184
2 287
2 397
2 510
2 626
2 745
2 863
2 976
3 088
3 198
3 311
3 427
3 545
3 667
3 792
3 920
4 051
70.9%
71.8%
72.3%
72.5%
72.9%
73.3%
73.7%
74.1%
74.5%
74.9%
75.4%
75.8%
76.2%
76.6%
77.0%
77.4%
77.9%
78.3%
78.7%
79.0%
79.3%
79.6%
79.8%
79.9%
80.0%
80.1%
70.9%
71.8%
72.3%
72.5%
72.9%
73.3%
73.7%
74.1%
74.5%
74.9%
75.4%
75.8%
76.2%
76.6%
77.0%
77.4%
77.9%
78.3%
78.7%
79.0%
79.3%
79.6%
79.8%
79.9%
80.0%
80.1%
70.9%
71.8%
72.3%
72.5%
72.9%
73.3%
73.7%
74.1%
74.5%
74.9%
75.4%
75.8%
76.2%
76.6%
77.0%
77.4%
77.9%
78.3%
78.7%
79.0%
79.3%
79.6%
79.8%
79.9%
80.0%
80.1%
70.9%
71.8%
72.3%
72.5%
72.9%
73.3%
73.7%
74.1%
74.5%
74.9%
75.4%
75.8%
76.2%
76.6%
77.0%
77.4%
77.9%
78.3%
78.7%
79.0%
79.3%
79.6%
79.8%
79.9%
80.0%
80.1%
Las tasas de crecimiento resultantes se muestran en la Tabla 6-3
Tabla 6-3 Tasa de crecimiento anual
Tasa de Crecimiento
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Base
Base Mod
Bajo
Alto
2.0%
3.8%
3.1%
3.7%
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
4.4%
4.4%
4.3%
4.3%
4.2%
4.2%
4.1%
4.0%
4.0%
3.9%
3.8%
3.7%
3.7%
3.6%
2.0%
3.8%
5.1%
4.7%
5.5%
4.5%
5.0%
3.1%
3.0%
2.9%
4.5%
4.4%
4.4%
4.3%
4.3%
4.2%
4.2%
4.1%
4.0%
4.0%
3.9%
3.8%
3.7%
3.7%
3.6%
2.0%
3.8%
2.5%
3.1%
3.2%
3.2%
3.2%
3.3%
3.3%
3.3%
3.3%
3.3%
3.3%
3.3%
3.4%
3.5%
3.6%
3.7%
3.7%
3.6%
3.6%
3.5%
3.5%
3.4%
3.3%
2.0%
3.8%
3.7%
4.3%
5.7%
5.6%
5.6%
5.6%
5.5%
5.4%
5.4%
5.3%
5.2%
5.1%
4.8%
4.6%
4.3%
4.1%
4.0%
3.9%
3.8%
3.7%
3.6%
3.5%
3.4%
Los tres escenarios obtenidos para el largo plazo se grafican en la Figura 6-1.
34
Demanda de energía
28 000
26 000
24 000
GWh
22 000
Alto
20 000
18 000
Bajo
16 000
Base
14 000
Real
12 000
10 000
8 000
2010
2015
2020
2025
2030
2035
Figura 6-1 Proyección de la demanda anual de largo plazo
En Figura 6-2 se muestra un detalle del corto plazo, para ilustrar el escenario denominado
Base Modificado o Medio Modificado, que se utiliza para probar la robustez del plan en el
corto plazo.
Demanda de energía corto plazo
15 000
14 000
Alto
GWh
13 000
Bajo
12 000
Base Mod
11 000
Base
Real
10 000
9 000
2010
2012
2014
2016
2018
2020
Figura 6-2 Detalle de la demanda anual para el corto plazo
6.4 Comparación con proyecciones de demanda anteriores
Con respecto a la proyección de demanda utilizada en el anterior Plan de Expansión de la
Generación Eléctrica, Período 2012-2024, la estimación actual de demanda futura de
energía es ligeramente inferior, aunque la proyección de potencia sí es marcadamente
inferior, debido a que se ha supuesto un factor de carga más alto.
En la Figura 6-3 y la Figura 6-4 se comparan las proyecciones de demanda de energía y
de potencia utilizadas en el pasado para elaborar las revisiones del plan de expansión.
35
Proyecciones de demanda
16 000
GWh
15 000
14 000
Proy2005
13 000
Proy2007
12 000
Proy2009
11 000
Proy2011
10 000
Proy2013
9 000
REAL
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
8 000
Figura 6-3 Proyecciones de energía usadas en los planes de expansión
3 000
2 800
2 600
2 400
2 200
2 000
1 800
1 600
1 400
1 200
1 000
Proy2005
Proy2007
Proy2009
Proy2011
Proy2013
REAL
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
MW
Proyecciones de potencia
Figura 6-4 Proyecciones de potencia usadas en los planes de expansión
36
37
7 RECURSOS ENERGETICOS
7.1 Potencial de Recursos Renovables
El país ha desarrollado sus recursos energéticos renovables para atender la demanda de
electricidad. La hidroelectricidad ha sido la principal fuente utilizada, dada su abundancia,
calidad y economía. Le sigue la geotermia y el viento en orden de importancia según la
capacidad instalada. La biomasa, basada en el bagazo, también está aportando a la
matriz energética. Más recientemente se ha agregado la energía solar y todavía es
incipiente.
El potencial económicamente explotable de estas fuentes se cuantifica recurriendo al
potencial identificado. Este potencial corresponde a la suma de todos los proyectos que
han sido razonablemente identificados, incluyendo los ya construidos. El potencial
identificado21 de las fuentes arriba mencionadas se muestra en la Tabla 7-1.
Tabla 7-1 Potencial energético local
Fuente
Hidroeléctrico
Geotérmico
Eólico
Biomasa
Solar
Total
Potencial Identificado
(incluye instalado)
MW
7 034
875
894
122
126
9 050
Capacidad Instalada
(efectiva)
MW
1 768
195
144
38
2
2 147
% Instalado
25%
22%
16%
31%
1%
24%
Por su definición, el potencial identificado es sensible al esfuerzo de prospección para
identificar posibles proyectos y a la información disponible sobre ellos. Además del
registro de proyectos propios del ICE, se recurre a las solicitudes de elegibilidad según la
Ley 7200 como contador de proyectos identificados por el sector privado, más los
informes de los proyectos de generación que reportan las empresas distribuidoras.
No debe confundirse el potencial identificado con el potencial bruto o teórico, que mide la
cantidad total del recurso energético (por ejemplo, cuánta energía solar incide sobre todo
el territorio nacional). El potencial teórico es varios órdenes de magnitud mayor que el
potencial identificado, pero tiene poca aplicación práctica. Conforme se estudien nuevos
proyectos el potencial identificado crecerá, pero nunca se aproximará al potencial teórico.
21
Capacidad Instalada es la potencia efectiva a diciembre 2012. Potencial Identificado se refiere a
la suma de proyectos identificados y para los cuales existe algún tipo de evaluación al menos
preliminar; incluye la capacidad ya instalada Potencial geotérmico tomado de “Evaluación del
Potencial Geotérmico de Costa Rica”, ICE, 2009. El potencial identificado hidroeléctrico es tomado
de evaluación realizada por Tecnologías de Generación, CENPE, 2013, e incluye los proyectos del
ICE, de otras empresas distribuidoras, así como la cartera de proyectos privados con solicitudes de
elegibilidades. El potencial identificado eólico corresponde a proyectos presentados por empresas
privadas, empresas distribuidoras y el ICE. El potencial identificado de biomasa agrega el bagazo y
los proyectos de biogás conocidos. El potencial solar incluye plantas existentes, sistemas de
generación distribuida, sistemas aislados y solicitudes de elegibilidades.
38
7.2 Recursos Renovables Establecidos
El sistema de generación nacional ha utilizado en forma extensiva los recursos renovables
disponibles. Las fuentes establecidas que aportan significativamente a la satisfacción de
la demanda son la hidroeléctrica, la geotérmica, el viento y la biomasa de bagazo.
7.2.1 Hidroelectricidad
El potencial identificado hidroeléctrico es quizá el que se basa en más estudios
exhaustivos de proyectos. Por tratarse de una tecnología madura, no se esperan grandes
cambios tecnológicos que viabilicen recursos no explotables hoy. Por el contrario, el
creciente conflicto para la asignación o conservación de los recursos naturales para otros
usos no energéticos, hace que la oposición social a nuevos desarrollos hidroeléctricos
limite significativamente las opciones factibles.
La cifra presentada del potencial identificado incluye cerca de 1 700 MW de proyectos
hidroeléctricos que parcial o totalmente afectan reservas indígenas. No existe un
impedimento legal para la eventual ejecución de algunos de estos proyectos; sin
embargo, es previsible que las complejidades adicionales, impuestas por las
negociaciones y acuerdos con comunidades indígenas, impliquen que una parte de este
potencial no pueda ser aprovechado.
Otros 780 MW se ubican en parques nacionales, donde la ley no permite ningún tipo de
explotación.
Estas consideraciones permiten prever que el potencial que podría ser factible es apenas
una fracción del potencial identificado, y que el desarrollo hidroeléctrico restante sea muy
limitado.
La hidroelectricidad con embalses de regulación, además de generar energía, es la
tecnología más adecuada para brindar servicios complementarios al sistema de
generación, cada vez más importantes dada la incorporación de fuentes intermitentes
como el viento y el sol.
7.2.2 Geotermia
El potencial identificado se basa en una estimación superficial muy preliminar. La mayor
parte se encuentra dentro de parques nacionales en las cordilleras volcánicas Central y
Guanacaste, y por lo tanto no está disponible para su aprovechamiento.
Los únicos campos que pueden desarrollarse sin un conflicto absoluto con parques son
Miravalles y Rincón de la Vieja (Pailas y Borinquen). Estos campos tienen un potencial de
300 MW, de los cuales ya están en operación 195 MW.
La geotermia es la única fuente renovable que no está expuesta a la variabilidad climática.
39
7.2.3 Eólico
El país fue el pionero de la energía eólica de toda Latinoamérica. Desde el año 1996 el
país disfruta de los beneficios de la energía eólica y actualmente la energía del viento
cubre cerca de un 5% de las necesidades del país.
La estacionalidad del viento se complementa con la producción hidroeléctrica, puesto que
los vientos más fuertes se presentan en la época seca.
Aunque el potencial aprovechable es muy interesante, la intermitencia característica del
viento impide aumentar significativamente su participación sin agregar respaldos
importantes en el sistema. Se ha determinado que la mejor manera es aumentar en forma
gradual la penetración eólica, para controlar y compensar los efectos secundarios que
provoca en el sistema.
7.2.4 Biomasa del bagazo
Otra fuente interesante la constituye el bagazo. Los ingenios cuentan con equipos propios
de generación y están en capacidad de producir un excedente de energía por encima de
sus necesidades a un bajo costo. La estacionalidad del cultivo de la caña de azúcar se
complementa muy bien con la estacionalidad de las plantas hidroeléctricas.
Realizando inversiones en equipo nuevo de generación y en los procesos de los ingenios,
es posible obtener un incremento sustancial de los excedentes, a un costo muy
competitivo.
7.3 Recursos Renovables Emergentes
Además de las fuentes renovables establecidas que ya están consolidadas, nuevas
fuentes no convencionales crecerán rápidamente en el corto y mediano plazo, gracias a
una combinación de los siguientes factores:
 Alcanzaron un nivel de madurez tecnológico suficiente
 Son un producto secundario de una solución a un problema ambiental
 Costos decrecientes de la tecnología
 Percepción positiva del público y poca oposición socioambiental
 Aumento de costo y agotamiento de algunas opciones convencionales
Estas fuentes típicamente se desarrollan bajo un concepto de generación distribuida – un
número grande y disperso de pequeños generadores conectados a las redes de
distribución – y pueden aprovechar nichos fuera del alcance de las empresas eléctricas,
como la biomasa subproducto de procesos agroindustriales y los techos de las
edificaciones.
Se espera un crecimiento fuerte en los próximos años, pero demorará varias décadas
tener una participación significativa de la generación total, por la dinámica de evolución
del sistema y porque todavía deben bajar de costo para ser competitivas.
40
Para estimular este tipo de fuentes, el ICE desarrolla programas como el Plan Piloto de
Generación para Autoconsumo22 y el Programa de Energía de Biogás.
7.3.1 Biogás
El biogás es un energético que se obtiene de la biomasa. Es una fuente económicamente
viable cuando se utiliza materia prima subproducto de actividades agroindustriales
Las primeras fincas han desarrollado pequeños sistemas para autoconsumo, pero existe
un potencial para escalas mayores.
7.3.2 Desechos Sólidos Municipales
Cuando las municipalidades tratan y disponen de la basura recurriendo a procesos
térmicos, es posible recuperar como un subproducto parte del calor produciendo vapor
para generar energía eléctrica. Se trata de procesos muy costosos, que solo se justifican
cuando se tiene un problema ambiental que resolver.
Se considera que es una fuente no convencional que podría explotarse en el mediano
plazo porque varias municipalidades han anunciado su interés en adoptar este tipo de
tecnología.
7.3.3 Solar
La tecnología fotovoltaica ha experimentado un gran desarrollo y ha bajado notoriamente
su costo de fabricación. Esta condición, combinada con el incremento generalizado del
costo de las otras tecnologías y sus crecientes complejidades socioambientales, hace que
los paneles fotovoltaicos alcancen o estén muy cerca de la viabilidad económica.
El solar se puede desarrollar en dos modalidades: como granjas solares con potencias de
varios MW utilizando grandes extensiones de terreno, o como pequeños sistemas
distribuidos que aprovechan el área de los techos de edificaciones existentes.
7.3.4 Biocombustibles
Los biocombustibles pueden llegar a convertirse en una fuente adicional de energía de
magnitud significativa en los próximos años. Mezclas de diésel con un 5%-20% de
biodiésel pueden ser utilizadas en cualquiera de las plantas térmicas del país, sin
necesidad de ajustes o reconversiones mayores.
Todavía no existe infraestructura de producción nacional de gran escala ni tampoco hay
cadenas de almacenamiento y distribución. Pequeñas cantidades se han utilizado
experimentalmente en plantas térmicas del ICE para medir su desempeño,
particularmente en lo relativo a emisiones.
22
Ver detalles del Plan Piloto de Generación Distribuida para Autoconsumo en www.grupoice.com
41
Otros biocombustibles, como el aceite crudo de palma africana, podrían ser utilizados en
motores de combustión interna si las consideraciones económicas fueran favorables para
vencer al precio del búnker.
El etanol, que se utiliza en mezclas con gasolina para uso en automóviles, no resulta
económico para la generación eléctrica.
Para cumplir la meta energética de eliminar la dependencia de combustibles fósiles
importados, se deberá recurrir a los biocombustibles para alimentar la generación térmica.
Actualmente los costos de producción de biocombustibles no logran vencer el precio de
mercado de los derivados de petróleo.
7.4 Otras fuentes renovables y no convencionales
Otras fuentes, también llamadas “fuentes renovables nuevas”, tienen aún limitaciones
tecnológicas y económicas, que únicamente permiten considerarlas en pequeña escala o
para aplicaciones especiales y su explotación comercial no se visualiza dentro del
horizonte de planificación del plan.
Las tecnologías para hacer generación distribuida, como la que utiliza celdas de
combustible alimentadas con gas natural, todavía son demasiado caras, y las basadas en
hidrógeno requieren aun mayor desarrollo.
En general, se puede afirmar que estas fuentes y tecnologías irán bajando de costo y
mejorando sus características, pero en el horizonte de decisiones del presente plan de
expansión no se pronostica que alcancen una participación importante en comparación a
las demás fuentes con recursos renovables convencionales. No obstante lo anterior, se
monitorea el avance a nivel mundial de estas potenciales opciones, para incorporarlas en
los futuros planes conforme se vuelvan factibles.
7.5 Participación de las diferentes fuentes renovables
El objetivo de un plan de expansión es señalar los grandes temas relativos al futuro
energético. No es una evaluación detallada de cada uno de los proyectos, particularmente
cuando se trata de proyectos individuales de relativa poca capacidad.
Por esta razón, en la confección del plan se supone la existencia de plantas renovables
pequeñas y de características genéricas, cuyos detalles particulares no interesa precisar
para los propósitos del plan. Este conjunto de posibles proyectos hidros, eólicos,
biomásicos y solares se representan en forma simplificada con solo dos tipos de
renovables: la hidro a filo de agua y el viento.
Esta simplificación reduce el trabajo y ahorra tiempo de cómputo sin sacrificar la calidad y
la precisión de los resultados obtenidos. Del plan se obtiene la importancia relativa de
todo el conjunto de plantas renovables pequeñas, sin precisar su tipo.
42
Por lo tanto, se debe tener presente que el Plan de Expansión sí cobija a las fuentes
nuevas, aunque no sean mencionadas específicamente. Para determinar la participación
de una de estas fuentes renovables en particular, es necesario hacer un análisis posterior
al plan de expansión.
7.6 Combustibles fósiles
Costa Rica no cuenta con depósitos ni reservas probadas de combustibles fósiles. Todos
estos combustibles, como el carbón, los hidrocarburos del petróleo o del gas natural,
deben ser importados.
El país importa petróleo y sus derivados principalmente para el sector transporte. Para la
generación eléctrica se consume diésel y búnker. Pequeñas cantidades de coque y de
carbón mineral son importadas como fuente energética para la industria. No hay
importaciones de gas natural.
La generación termoeléctrica, a pesar de ser solo una pequeña fracción de la generación
total, tiene un papel muy importante como complemento, cuando la disponibilidad de las
fuentes renovables disminuye por causas naturales. Tratar de sustituir ese pequeño
porcentaje de generación térmica con fuentes renovables resulta sumamente caro, toda
vez que estos proyectos (hidroeléctricos, geotérmicos o eólicos) requieren altas
inversiones, y su uso sería eventual, e inclusive durante años húmedos no se utilizarían
del todo. Por lo tanto, resulta conveniente la utilización de una pequeña cantidad de
generación térmica, de bajo costo de instalación, que se utiliza solo en condiciones
hidrológicas adversas, o durante los meses más secos del año. Esto asegura que sus
costos de operación, aunque altos, tienen poco impacto en los costos totales.
Bajo este esquema de disponibilidad de recursos renovables, principalmente
hidroelectricidad, la función del térmico es operar la menor cantidad posible de horas, solo
para servir de respaldo cuando la generación renovable disminuye. Las plantas térmicas
que mejor se adaptan a esta función son las turbinas de gas y los motores de media
velocidad. Estas máquinas tienen en común que resultan eficaces con unidades en
potencias relativamente pequeñas (8 MW - 100 MW) y que su costo de inversión es
menor que el de centrales a vapor.
Por el contrario, las alternativas térmicas de base convencionales, como plantas de
carbón, no han resultado competitivas en el pasado, ya que tienen un alto costo de
inversión y las pocas horas anuales de operación no permiten que los ahorros operativos
compensen este sobrecosto. Estas plantas se justifican cuando operan durante todo el
año, situación que no se acomoda al parque que ha existido en el país, cuyo componente
de plantas renovables, de casi el 80%, no requiere de generación térmica en la época
lluviosa.
A pesar de lo anterior, con el paso del tiempo han ocurrido cambios en el panorama
energético nacional e internacional, que ameritan la consideración de otras posibilidades:
a)
En gran parte, los mejores sitios para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos
ya han sido aprovechados, y los proyectos futuros presentan costos crecientes.
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
43
Son muy pocos los sitios adicionales para el desarrollo de proyectos
hidroeléctricos con embalses multi-anuales.
A pesar de que se reconoce que desde un punto de vista ambiental los
desarrollos hidroeléctricos son de las opciones más benignas para la
generación eléctrica, siempre presentan algún grado de impacto local. Estos
impactos han ido cobrando más relevancia, y cada vez se presenta mayor
oposición de parte de grupos ambientalistas y de vecinos, que normalmente
tienden a dar más preponderancia a los impactos locales, que a los beneficios
globales.
Los proyectos hidroeléctricos, aunque resulten más beneficiosos desde un
punto de vista económico, requieren inversiones altas durante el período de
construcción, mientras que su recuperación ocurre durante un período de 30 o
más años, en correspondencia con su larga vida útil. Por su parte, las opciones
térmicas requieren inversiones iniciales del orden del 50% o menos que las de
un proyecto hidroeléctrico de similar capacidad. Aunque su operación tenga un
costo importante, desde un punto de vista financiero resulta más fácil su
desarrollo.
La mayor parte del recurso geotérmico del país está dentro de parques
nacionales y no puede ser explotado.
Los proyectos de energía renovable, como los hidroeléctricos y geotérmicos,
presentan mayores riesgos en sus estudios, construcción y operación, en
comparación con opciones térmicas.
El desarrollo y mejoramiento tecnológico de nuevas fuentes no convencionales
de energía ha avanzado significativamente, pero todavía no lo suficiente como
para cubrir las necesidades impuestas por el crecimiento de la demanda.
El fuerte incremento en los derivados del petróleo y la gran volatilidad de su
precio, hace que el costo operativo, aún para pocas horas de operación, tenga
mayor peso en la selección de tecnologías. Esta preocupación por los costos
operativos desfavorece las opciones que consumen combustibles caros,
principalmente los de baja eficiencia, como las turbinas de combustión, y en su
lugar se prefieran las tecnologías que consumen búnker, gas natural o carbón.
El Mercado Eléctrico Regional aumenta significativamente el tamaño del
mercado, permitiendo el desarrollo de plantas térmicas de gran escala que
pueden funcionar en la base.
El desarrollo de tecnologías para explotar nuevos yacimientos de gas natural
Las consideraciones anteriores plantean un reto para la política energética nacional. De
continuar este panorama, el país podría verse forzado a cambiar su política energética
basada en renovables, y modificar drásticamente la conformación de las nuevas adiciones
de capacidad, utilizando combustibles fósiles.
El análisis de las tecnologías térmicas nuevas para el sistema eléctrico nacional es
necesario para valorar el impacto de las políticas energéticas y la problemática arriba
explicada alrededor de las fuentes renovables.
7.6.1 Diésel y búnker
El país cuenta con infraestructura para importar, almacenar y transportar derivados y
residuales de petróleo. Estos combustibles se usan mayoritariamente para atender al
transporte y a la industria. Del total de hidrocarburos del año 2011, solo un 8.5% se
44
empleó para alimentar las plantas termoeléctricas. El sector eléctrico gastó un 8.6% del
diésel y un 48% del búnker consumido ese año.
Al ser solo una parte menor del volumen anual que distribuye la Refinadora Costarricense
de Petróleo (RECOPE), el suministro de las plantas térmicas se apoya en gran medida en
la infraestructura existente del sistema nacional de combustibles.
Hasta la fecha, la baja utilización térmica ha permitido que estos energéticos sean los más
adecuados para llenar las necesidades de complemento del sector eléctrico, ya que a
pesar de su elevado costo operativo permiten una gran flexibilidad de utilización sin
incurrir en sobrecostos por infraestructura subutilizada.
7.6.2 Gas natural
La región centroamericana no cuenta con gas natural. Podría tener acceso a los depósitos
de gas natural de Colombia o de México si se llegara a construir un gasoducto regional.
Otra posibilidad consiste en construir una terminal de regasificación, para importar gas
natural licuado (GNL) desde cualquier país productor. Estudios económicos parecen
favorecer el transporte por barco en lugar de gasoductos, por la combinación de
distancias y volúmenes.
En el pasado algunos intentos tempranos por introducir el GNL a la región no fructificaron.
Tal es el caso de una central anunciada en El Salvador para el puerto de Cutuco, con
capacidad de 500 MW y previamente en Honduras, con una central de 700 MW.
Recientemente Panamá y El Salvador han adjudicado contratos a generadores de GNL,
para que se hagan cargo de toda la cadena de suministro, desde la compra del gas hasta
la generación eléctrica. En el caso de Panamá la central generadora estará ubicada en
Colón, con una potencia de 500 MW. En El Salvador, la central termoeléctrica estará en el
puerto de La Unión, con 300 MW.
Estudios regionales han abordado la problemática de la introducción del gas natural, tanto
para generación como para otros usos industriales23.
El problema del GNL es que requiere grandes inversiones en la planta de regasificación y
compromisos de compra de gas en volúmenes importantes y de largo plazo. Las
economías de escala obligan a construir infraestructura para alimentar una central de
500 MW – 700 MW. Esta central debe operar a un factor de planta alto para que resulte
rentable.
Una condición similar tiene el aprovisionamiento por gasoducto: grandes inversiones que
solo pueden amortizarse con utilización permanente de grandes volúmenes de gas.
La ventaja del gas natural es que provoca menos emisiones en comparación con los
derivados del petróleo o el carbón, y que el costo operativo es muy atractivo.
El desarrollo de la técnica del fracking para la extracción del gas de esquisto (shale gas)
en Estados Unidos está cambiando el panorama de disponibilidad de gas en
23
“Estrategia para la introducción del gas natural en Centroamérica. BID/CEPAL”. Setiembre 2007
45
Norteamérica. Los Estados Unidos podrían en un corto tiempo pasar de importadores de
GNL a exportadores.
Es de esperar que conforme otras naciones adquieran la tecnología necesaria, se harán
viables económicamente nuevos y vastos depósitos de gas y de petróleo.
La posibilidad de extracción local del gas natural se discute en el país, sin embargo,
dentro del horizonte de planeamiento del presente plan no es razonable suponer que
habrá una explotación local de gas significativa.
La adopción de una política de utilización del gas natural implica cambiar el papel de la
generación térmica, que pasaría de ser un respaldo temporal a una generación de base.
Se debe señalar que el sector eléctrico juega un papel muy importante en una estrategia
nacional de introducción del gas natural en el país. La demanda de gas para generar
electricidad es la actividad semilla que puede viabilizar la inversión en infraestructura del
gas y su comercialización. Una vez introducido, otros sectores, como el industrial y el de
transporte, irán desarrollando con el paso de los años una demanda creciente.
7.6.3 Carbón
Las enormes reservas mundiales de carbón, así como la expectativa de avances
tecnológicos en reducción de emisiones, hacen del carbón una fuente a considerar para el
futuro de nuestro país.
En la región centroamericana, Guatemala, Honduras y Panamá ya utilizan carbón para
generación eléctrica. Guatemala explota 244 MW, Panamá 120 MW y Honduras 24 MW,
para un total de 388 MW instalados. En el año 2011 la generación carboeléctrica totalizó
1 606 GWh, un 3.9% de la generación regional. En la mayoría de los países, hay
procesos en marcha para contratación de más plantas a carbón.
La presión para atender el crecimiento de la demanda y el riesgo de la volatilidad del
precio del petróleo, han despertado un gran interés por el carbón en los demás países. Al
igual que con el GNL, el carbón requiere de inversiones fuertes de capital y de tamaños
importantes para ganar economías de escala, que solo resultan rentables si se utilizan
con factores de planta altos. Sin embargo, se considera que la introducción del carbón en
el sistema eléctrico tiene menos barreras de escala que la construcción de un gasoducto
centroamericano o la utilización del GNL.
El principal problema del carbón está en el elevado nivel de emisiones y contaminantes.
Para mitigarlas significativamente, existe un esfuerzo mundial de investigación y
desarrollo de nuevas tecnologías, como la Gasificación Integrada con Ciclo Combinado
(IGCC por sus siglas en inglés), las plantas ultra-supercríticas y la captura y
almacenamiento del CO2 (CCS por sus siglas en inglés). Estas tecnologías contaminan
menos pero son más costosas.
Para la introducción del carbón en el sistema nacional, es necesario cambiar la política
energética de utilización de recursos renovables y la política ambiental de bajas emisiones
de CO2.
46
7.7 Energía nuclear
La energía nuclear aprovecha el calor de las reacciones nucleares para producir
electricidad.
Los reactores nucleares requieren de inversiones fuertes de capital y de tamaños
importantes para ganar economías de escala, que solo resultan rentables si se utilizan
con factores de planta elevados, dado que el costo unitario de operación es muy bajo.
La energía nuclear es baja en emisiones de carbono. Sin embargo, a pesar de esta gran
ventaja ambiental, otras preocupaciones, sobre todo relativas a potenciales accidentes y
la contaminación radioactiva de los desechos, hacen controversial esta fuente de energía.
En el presente plan de expansión no se considera la energía nuclear como una opción al
sistema de generación. La capacidad de los reactores normalmente utilizados es
demasiado grande para el tamaño del sistema eléctrico, aun para el Mercado Eléctrico
Regional.
7.8 Importaciones del MER
Con la construcción de la línea SIEPAC y un Mercado Eléctrico Regional (MER) maduro,
las importaciones de energía serán un recurso energético más para el país. El costo de
este recurso se podrá asegurar a través de los contratos de suministro que se realicen al
amparo del MER.
Sin embargo, en la actualidad el mercado es incipiente y no es posible realizar contratos
de largo plazo que garanticen el suministro en iguales condiciones que una planta
localizada dentro del país. Por esta razón, en el presente plan de expansión no se
considera la importación como una fuente energética disponible.
7.9 Externalidades del aprovechamiento de los recursos
energéticos
La generación eléctrica con cualquier fuente energética o tecnología produce impactos en
el ambiente, tanto de carácter positivo como negativo.
Aunque la valoración detallada de los impactos es una función única de cada proyecto,
existen externalidades inherentes a las diferentes tecnologías de generación que cada día
cobran más importancia.
En particular, se reconoce como un problema global los costos sociales de las emisiones
de efecto invernadero. Incluso hoy en día existen algunos mercados de derechos de
emisiones que monetizan esta externalidad.
Las emisiones de las plantas generadoras dependen de una gran cantidad de factores.
No obstante lo anterior, se pueden utilizar tablas de emisiones genéricas por cada tipo de
tecnología, con el objeto de evaluar gruesamente las emisiones totales de los escenarios
47
de expansión. Estas tablas tratan de medir las emisiones de todos los gases de efecto
invernadero, expresadas en toneladas equivalentes de CO2.
Otro factor relevante que engloba los impactos ambientales genéricos de una tecnología
es su Razón de Recuperación Energética (RRE) o “Energy Payback Ratio”. Este índice es
la razón de la energía producida durante la vida útil de la planta dividida entre la energía
requerida para construir, mantener y operar la misma. Este parámetro representa un
indicador indirecto del impacto ambiental, pues un sistema con una razón baja implica que
se requiere mucha energía para mantenerlo y es posible que tenga más impacto que otro
con una razón alta.
La Tabla 7-2 muestra referencias sobre las emisiones equivalentes de diferentes
tecnologías y el parámetro de Razón de Recuperación Energética.
Tabla 7-2 Emisiones equivalentes y rentabilidad energética
Eficiencia
Emisiones (ton CO2 por GWh) Razón de recuper.
Tipo de planta
Rango
Valor Usado
energética (RRE)
Hidroeléctrica con embalse
10 a 30
20
48 a 260
Hidroeléctrica filo de agua
1 a 18
12
30 a 267
Planta eólica
7 a 124
50
5 a 39
Solar fotovoltaico
13 a 731
300
1 a 14
Turbina diesel
33%
555 a 883
808
CC diesel
47%
568
Planta de carbón moderna
34%
790 a 1182
1071
7 a 20
Motor con heavy oil
42%
686 a 726
700
21
IGCC con Orimulsión
44%
704
TG con GNL
33%
688
CC con gas natural
48%
389 a 511
421
14
CC con GNL
48%
473
CC: ciclo combinado, IGCC: ciclo combinado con gasificación integrada, GNL: gas natural licuado
RRE: cantidad de energía que produce la planta entre la energía requerida para su construcción y
operación durante todo el ciclo de vida de un proyecto
Fuentes:
a) Hydropower and the Environment: Present Context and Guidelines for Future Action, IEA
Hydropower Agreement, Volume II, May 2000
b) CO2 Emissions Factor from IPCC publication, www.senter.nl, Holand
Es importante aclarar que las emisiones equivalentes dadas en la Tabla 7-2 toman en
cuenta lo que se denomina el ciclo de vida de proyecto. Este concepto se puede definir
como la evaluación de todos los pasos requeridos para obtener un producto. En el caso
de la generación eléctrica se incluye la extracción, procesamiento, y transporte del
combustible, la construcción de la planta, la producción propiamente de la electricidad y la
disposición de desechos a lo largo de su vida útil y la desinstalación. Es por eso que aun
proyectos de energía renovable, como los hidroeléctricos, presentan emisiones, aunque
de un orden de magnitud menores que los que utilizan combustibles fósiles. Excepción de
lo anterior es la producción de energía solar con celdas fotovoltaicas, que tiene factores
altos, en algunos casos comparables a los producidos por la generación mediante
combustibles fósiles.
Para la contabilización de emisiones de gases de efecto invernadero, el ICE ha
establecido un método de cálculo24 que se utiliza para los inventarios de emisiones del
sector eléctrico, que sigue los procedimientos reconocidos por organismos
24
Inventario de gases de efecto invernadero del Sistema Eléctrico Nacional. Etapa de generación.
Año 2012. CENPE. Marzo 2013.
48
internacionales. Los índices de este método y que se aplicaron al presente análisis son
los mostrados en la Tabla 7-3.
Tabla 7-3 Indice de emisiones por tecnología
Coeficientes de emisiones
ton CO2equiv/GWh
Hidroeléctrica
Eólica
Geotérmica
Turbina Ciclo Abierto con diésel
Motor Media Velocidad con búnker
Ciclo Combinado con gas natural
17
1
90
600
600
350
7.10 Administración de la demanda
La administración de la demanda es el conjunto de mecanismos diseñados para lograr un
uso racional de la energía, de tal manera que se logre el mismo bienestar y riqueza de la
sociedad con cada vez menores cantidades de energía y de recursos económicos.
La administración de la demanda no es estrictamente un recurso energético, pero al lograr
disminuir las demandas de generación, se le considera como una alternativa que sustituye
otras fuentes energéticas.
El ICE, de acuerdo con su política interna, y con la política energética nacional, desarrolla
proyectos de administración de la demanda.
Para el diseño del Plan de Expansión se supone que el efecto de los distintos programas
de administración de la demanda está considerado implícitamente en las proyecciones de
la demanda, y por lo tanto, no se hacen ajustes o reducciones de capacidad instalada por
este concepto.
7.11 Ubicación geográfica de los proyectos
En el Anexo A4 se muestra la ubicación de algunas de las principales plantas y proyectos
de generación.
49
8 PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES FOSILES
El pronóstico de los precios de los combustibles25 que utiliza el ICE en las decisiones de
expansión se basa en estimaciones de la Energy Information Administration (EIA), del
Departamento de Energía de los Estados Unidos. Para hacer sus proyecciones, la EIA
utiliza modelos que toman en cuenta factores económicos y políticos que han incidido o
podrían incidir en el precio de los combustibles.
A partir de las proyecciones publicadas por la EIA, se construyen proyecciones para ser
aplicadas al caso de Costa Rica. El pronóstico cubre el precio del diésel y del búnker, con
y sin impuestos, así como del gas natural y el carbón.
La proyección de precios de los combustibles utilizados en el presente plan de expansión
se basa en la estimación de precios contenida en el Annual Energy Outlook 2013
(AEO2013)26 , publicado en diciembre 2012, con una actualización del Short Term Energy
Outlook de marzo del 2013.
La EIA, contrario a años anteriores, en diciembre del 2012 solo publicó el escenario medio
de precios.
8.1 Proyecciones del precio del crudo
En la Figura 8-1 se presentan los precios para varios crudos de referencia. Las cifras
fueron convertidas a dólares constantes del 2012, y se expresan en dólares por barril
(USD/bbl).
25
Proyección de precios de combustibles 2013-2040. CENPE. Agosto 2013
Annual Energy Outlook 2013, Energy Information Administration, DOE, Diciembre 2012
26
50
PRECIO DEL CRUDO - ESCENARIO
PRECIO DEL CRUDO - ESCENARIO BASE
OUTLOOK2013
Short-Term Energy Outlook - march2013
(2012USD/bbl)
(2012USD/bbl)
Brent Spot
West Texas Imported
Inter. Spot Crude Oil
Brent Spot
West Texas
Inter. Spot
Imported
Crude Oil
Refiner Aver.
Acquis. Cost
2010
82.7
82.5
78.8
2010
83.7
83.6
80.0
80.8
2011
113.2
96.5
104.4
2011
113.6
96.8
104.7
103.9
2012
110.4
94.1
103.1
2012
111.7
94.1
101.1
101.0
2013
98.5
89.3
97.7
2013
106.4
90.3
95.2
95.0
2014
98.7
89.8
95.6
2014
96.6
88.4
93.2
92.9
2015
97.6
89.7
94.5
2016
98.7
92.9
95.7
2017
100.8
97.8
97.8
2018
103.0
100.4
99.9
2019
105.2
103.0
102.0
2020
107.4
105.4
104.0
2021
109.7
107.7
106.2
2022
112.1
110.0
108.4
2023
114.5
112.4
110.7
2024
116.9
114.9
113.1
2025
119.4
117.4
115.5
2026
122.0
119.9
117.8
2027
124.6
122.5
120.3
2028
127.2
125.2
122.8
2029
130.0
127.9
125.3
2030
132.7
130.7
127.8
2031
135.6
133.5
130.0
2032
138.5
136.5
132.4
2033
141.5
139.4
135.2
2034
144.7
142.6
138.1
2035
147.9
145.9
141.1
2036
151.3
149.3
144.3
2037
154.7
152.7
147.6
2038
158.3
156.2
150.7
2039
161.8
159.8
154.2
2040
165.5
163.5
157.7
Figura 8-1 Precios del crudo de petróleo en el escenario base
8.2 Precio del diésel y el búnker
Los precios locales de los combustibles son regulados por la Autoridad Reguladora de
Servicios Públicos (ARESEP). Estos precios cubren los costos de importación del crudo,
del proceso industrial de producción de derivados, del almacenamiento y de la
distribución.
Las proyecciones del precio del diésel y del búnker para Costa Rica para el período 20142040, se muestran en la Tabla 8-1 y Figura 8-2. La proyección se presenta en dólares por
litro, con y sin impuestos a los combustibles.
Desde el año 2001, el impuesto a los combustibles es una suma fija que se ajusta
únicamente por inflación. El precio con impuestos se calcula agregando un valor de
51
USD0.23/litro a la proyección de precios del diésel y USD0.04/litro a la proyección del
búnker. Estos datos corresponden al impuesto de diciembre del 2012.
En el análisis del plan de expansión no se toma en consideración el impuesto a los
combustibles.
Tabla 8-1 Proyección de precio de los combustibles
PRECIO SIN IMPUESTOS
Impuestos
PRECIO CON IMPUESTOS
(2012USD/l)
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
(2012USD/l)
Diesel
Bunker
0.70
0.87
0.84
0.89
0.76
0.76
0.78
0.79
0.81
0.82
0.84
0.85
0.87
0.88
0.90
0.92
0.93
0.95
0.97
0.98
1.00
1.01
1.03
1.05
1.07
1.09
1.11
1.13
1.15
1.17
1.19
0.53
0.66
0.69
0.68
0.58
0.58
0.59
0.60
0.61
0.62
0.64
0.65
0.66
0.67
0.69
0.70
0.72
0.74
0.76
0.77
0.79
0.80
0.83
0.84
0.86
0.88
0.90
0.92
0.94
0.96
0.98
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
(2012USD/l)
Diesel
Bunker
0.23
0.24
0.25
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.24
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
Diesel
Bunker
0.92
1.10
1.09
1.14
1.01
1.01
1.02
1.04
1.05
1.07
1.08
1.10
1.11
1.13
1.14
1.16
1.18
1.19
1.21
1.23
1.24
1.26
1.27
1.29
1.31
1.33
1.36
1.38
1.39
1.42
1.44
0.56
0.70
0.74
0.72
0.63
0.62
0.63
0.64
0.65
0.66
0.68
0.69
0.70
0.71
0.73
0.74
0.76
0.78
0.80
0.81
0.84
0.84
0.87
0.88
0.90
0.92
0.94
0.96
0.98
1.00
1.02
52
PROYECCION BASE DEL
DIESEL Y BUNKER
1.6
1.4
1.2
2012USD/ litro
1.0
0.8
0.6
diesel s/imp
0.4
bunker s/imp
diesel c/imp
0.2
bunker c/imp
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
0.0
Figura 8-2 Proyección de precio de los combustibles
8.3 Carbón
Este energético no se utiliza en Costa Rica, a excepción de pequeñas cantidades que
ocasionalmente importa la industria cementera27.
Para el cálculo del precio se toma la proyección de precios de exportación de carbón del
EIA y se agregan los costos estimados por flete marítimo e internamiento. Los precios
obtenidos se indican en la Tabla 8-2.
27
En el 2011 se importaron 229 TJ de carbón mineral y 2 445 TJ de coque, un 1.6% del consumo
energético nacional. Datos del Balance Energético Nacional 2011. DSE.
53
Tabla 8-2 Precios del carbón
PROYECCION DE PRECIOS DEL CARBON
Escenario Medio
Precio Exportación USA
Precio Planta
FAS (free alongside ship)
CENTROAMERICA
USD/short ton
USD/ton
USD/ton
2012USD
2012USD
2012USD
2010
125.12
137.9
158.0
2011
151.46
167.0
187.1
2012
145.95
160.9
181.0
2013
152.47
168.1
188.2
2014
154.00
169.8
189.9
2015
162.96
179.6
199.8
2016
165.58
182.5
202.7
2017
167.25
184.4
204.5
2018
169.39
186.7
206.9
2019
170.50
187.9
208.1
2020
171.67
189.2
209.4
2021
172.09
189.7
209.9
2022
173.14
190.8
211.0
2023
174.59
192.5
212.6
2024
175.35
193.3
213.5
2025
176.00
194.0
214.2
2026
176.34
194.4
214.6
2027
177.68
195.9
216.1
2028
178.35
196.6
216.8
2029
179.25
197.6
217.8
2030
180.86
199.4
219.6
2031
180.65
199.1
219.3
2032
180.59
199.1
219.3
2033
180.06
198.5
218.7
2034
180.12
198.5
218.7
2035
180.70
199.2
219.4
2036
179.35
197.7
217.9
2037
178.52
196.8
217.0
2038
177.74
195.9
216.1
2039
178.85
197.1
217.3
2040
179.12
197.4
217.6
8.4 Gas natural licuado
El gas natural licuado no tiene un mercado global tan desarrollado como el del petróleo y
tiende a tener características propias en cada región.
Para obtener una referencia de precio para Costa Rica, se construyó una estimación a
partir de las proyecciones de precio del Henry Hub, A este precio se le agregaron
USD4/mmBTU por el proceso de licuefacción y USD3/mmBTU por transporte. A la cifra
obtenida se le suma entre USD4/mmBTU y USD2/mmBTU para reflejar el premium que
demandará un proveedor internacional para atender un mercado pequeño como el de
Costa Rica.
54
El precio así obtenido, que se muestra en la Tabla 8-3, corresponde al gas en su fase
líquida y entregado en el puerto de destino.
Tabla 8-3 Precio del GNL
ESTIMACION DEL PRECIO DEL GAS NATURAL LICUADO PARA COSTA RICA
2012USD/m3
2012USD/mmBTU
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
Henry Hub (1)
4.62
4.08
2.75
3.35
3.48
3.17
3.63
3.76
4.03
4.12
4.21
4.33
4.55
4.76
4.87
4.96
5.11
5.18
5.31
5.39
5.49
5.63
5.73
5.87
6.14
6.43
6.81
7.16
7.55
7.72
7.97
Licuefacción
Transporte
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
Subtotal
11.62
11.08
9.75
10.35
10.48
10.17
10.63
10.76
11.03
11.12
11.21
11.33
11.55
11.76
11.87
11.96
12.11
12.18
12.31
12.39
12.49
12.63
12.73
12.87
13.14
13.43
13.81
14.16
14.55
14.72
14.97
Premio (2)
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
3.90
3.80
3.70
3.60
3.50
3.40
3.30
3.20
3.10
3.00
2.90
2.80
2.70
2.60
2.50
2.40
2.30
2.20
2.10
2.00
PRECIO DES (3)
15.62
15.08
13.75
14.35
14.48
14.17
14.63
14.76
15.03
15.12
15.21
15.23
15.35
15.46
15.47
15.46
15.51
15.48
15.51
15.49
15.49
15.53
15.53
15.57
15.74
15.93
16.21
16.46
16.75
16.82
16.97
PRECIO DES
0.54
0.52
0.47
0.49
0.50
0.49
0.50
0.51
0.52
0.52
0.52
0.52
0.53
0.53
0.53
0.53
0.53
0.53
0.53
0.53
0.53
0.53
0.53
0.53
0.54
0.55
0.56
0.57
0.57
0.58
0.58
(1) Henry Hub ajustado con Short Term de marzo2013.
(2) Refleja el costo de hacer atractiva para los proveedores una demanda pequeña, estacional y variable año a año.
(3) DES (Delivered ex Ship) (Entregadas en Frontera): la mercadería es puesta por el exportador a disposición del importador a bordo del
buque, en el puerto de destino convenido, sin llegar a despacharla en aduana para la importación. El exportador asume los costes y
riesgos de transportar la mercadería hasta el puerto de destino, pero no de la descarga ni de trámites de importación.
8.4.1 Modelado de la cadena de suministro del GNL
El suministro de gas natural licuado tiene características diferentes al suministro de los
combustibles líquidos normalmente utilizados en el país.
El mercado del GNL todavía está dominado por contratos de largo plazo, que cubren gran
parte de la cadena de suministro, desde la regasificación, el transporte, la licuefacción y
55
algunas veces hasta la extracción del gas. Las transacciones ocasionales están creciendo
en importancia, pero siguen siendo de poco volumen.
La economía de escala de la terminal y el volumen de compra también son importantes
para obtener costos competitivos. Grandes costos fijos, como eventuales muelles
metaneros y los tanques de almacenamiento, afectan negativamente la economía de
terminales pequeñas. Por otra parte, el transporte marítimo favorece embarques grandes.
La flota de buques metaneros actualmente en operación refleja esta predilección por
cargamentos grandes.
Estas características hacen que gran parte de los costos sean fijos o se pacten como fijos
en los contratos de suministro, recurriendo a cláusulas tipo take-or-pay o directamente a
precios binómicos con una componente fija y otra variable.
Por lo tanto, la estimación de precios del GNL de la sección anterior ha de entenderse
referida a una condición normal para este tipo de suministro: volúmenes grandes y
uniformemente distribuidos en el año. Consumos pequeños tenderán a mostrar un precio
unitario cada vez mayor, conforme las partes fijas tomen más preponderancia al calcular
el costo.
Por otro lado, la primera etapa del GNL posiblemente deba cargar con costos indivisibles
de inversiones que servirán para posteriores desarrollos, como puertos y tanques de
almacenamiento.
Desafortunadamente no hay suficiente información de mercado para detallar este
comportamiento. No obstante, con el propósito de introducir estas consideraciones
conceptuales en el modelado del gas, se hizo una serie de supuestos, basados en
criterios generales y en la escasa información disponible, para separar los costos fijos de
los variables en cada una de las etapas de desarrollo del GNL.
Los principales supuestos introducidos para modelar esta separación de costos fueron:
Inversiones en la terminal regasificadora
 Se supuso que para alimentar un ciclo combinado de 600 MW se requiere una
inversión en la terminal regasificadora de USD600 millones (lo que equivale a
USD1000/kW instalado ciclo combinado). Con esa inversión, se supuso además que
ampliaciones posteriores de la terminal podrían alimentar nuevos ciclos con
inversiones unitarias de USD300/kW instalado ciclo combinado.
 A la primera fase de la terminal para alimentar un ciclo de 300 MW, se le cargó un
costo de inversión de USD480 millones (USD1400/kW instalado ciclo combinado), para
tomar en cuenta la inversión no escalable de obras portuarias y almacenamiento.
 A la segunda fase de la terminal, para alimentar otro ciclo de 300 MW, se le asignó
un costo de USD180 millones (USD600/kW instalado ciclo combinado).
 Ampliaciones posteriores de la terminal se suponen con un costo unitario de
USD300/kW instalado ciclo combinado.
Costos fijos en la cadena de suministro del GNL
 Se supuso que el precio unitario del GNL presentado en la sección anterior
corresponde a un contrato de suministro para una central a ciclo combinado de
300 MW funcionando con un factor de planta del 50%, con una demanda de
215 000 toneladas por año (tpa).


56
Para estimar la parte fija del suministro de combustible se supuso que para este
volumen el 70% de los costos de licuefacción y de transporte son fijos.
El premio o sobreprecio estimado para compensar por contratos de relativo bajo
volumen, se estimó fijo pero decreciente en el tiempo.
El costo variable del suministro de combustible resultante de aplicar esta serie de
supuestos es el mostrado en la Tabla 8-4.
Tabla 8-4 Cargos variables del suministro de combustible
Costo variable del combustible licuado
Entregado en puerto (DES)
Año
USD/mmBTU
USD/m3
2010
8.72
0.299
2011
8.18
0.281
2012
6.85
0.235
2013
7.45
0.256
2014
7.58
0.260
2015
7.27
0.250
2016
7.73
0.265
2017
7.86
0.270
2018
8.13
0.279
2019
8.22
0.282
2020
8.31
0.285
2021
8.33
0.286
2022
8.45
0.290
2023
8.56
0.294
2024
8.57
0.294
2025
8.56
0.294
2026
8.61
0.295
2027
8.58
0.295
2028
8.61
0.296
2029
8.59
0.295
2030
8.59
0.295
2031
8.63
0.296
2032
8.63
0.296
2033
8.67
0.298
2034
8.84
0.304
2035
9.03
0.310
La parte fija del suministro, así como el costo de inversión de la terminal de regasificación,
se agregó al costo de inversión de los ciclos combinados, como se muestra en la Tabla
8-5.
Tabla 8-5 Cargos fijos de inversión y suministro de combustible
Potencia
Ciclo Combinado 1
Ciclo Combinado 2
Ciclo Combinado 3
Ciclo Combinado 4
MW
300
300
300
300
Inversión
Ciclo Comb Regasificación
USD/kW
USD/kW
1 500
1 400
1 500
600
1 500
300
1 500
300
Suministro
Combustible
USD/kW
1 694
1 694
1 694
1 694
Unitario
Total
USD/kW
4 594
3 794
3 494
3 494
Costo
Overnight
millUSD
1 378
1 138
1 048
1 048
Como se explica en secciones posteriores, el primer ciclo combinado con GNL se
construye cerrando el ciclo de vapor de las turbinas previamente instaladas en el 2021 y
2022.
57
8.5 Resumen de las proyecciones
En la Tabla 8-6 y la Figura 8-3 se presenta un resumen de las proyecciones de precios,
por unidad de volumen o de peso y por unidad de energía calórica. Estos precios no
incluyen los impuestos a los combustibles. Se expresan en dólares norteamericanos
constantes del 2012.
Tabla 8-6 Proyección de precio de los combustibles
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
CRUDO-WTI
$/bbl
82
97
94
89
90
90
93
98
100
103
105
108
110
112
115
117
120
123
125
128
131
134
136
139
143
146
149
153
156
160
163
CRUDO-BRENT
$/bbl
83
113
110
98
99
98
99
101
103
105
107
110
112
114
117
119
122
125
127
130
133
136
138
141
145
148
151
155
158
162
166
PROYECCION DE PRECIOS
PROYECCION BASE SIN IMPUESTOS
Dólares constantes dic.2012
diesel
bunker
GNL
carbón
diesel
bunker
GNL
carbón
$/lt
$/lt
$/m3
$/ton $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU
0.697
0.526
0.536
158
20.2
14.1
15.6
7.1
0.866
0.664
0.518
187
25.1
17.8
15.1
8.5
0.841
0.694
0.472
181
24.3
18.6
13.8
8.2
0.893
0.683
0.492
188
25.8
18.3
14.3
8.5
0.762
0.585
0.497
190
22.0
15.7
14.5
8.6
0.762
0.578
0.487
200
22.0
15.5
14.2
9.0
0.777
0.588
0.502
203
22.5
15.7
14.6
9.2
0.794
0.596
0.507
205
23.0
16.0
14.8
9.3
0.808
0.611
0.516
207
23.4
16.4
15.0
9.4
0.823
0.619
0.519
208
23.8
16.6
15.1
9.4
0.837
0.636
0.522
209
24.2
17.0
15.2
9.5
0.852
0.646
0.523
210
24.6
17.3
15.2
9.5
0.867
0.656
0.527
211
25.1
17.6
15.4
9.5
0.884
0.672
0.531
213
25.6
18.0
15.5
9.6
0.900
0.689
0.531
213
26.0
18.4
15.5
9.7
0.917
0.702
0.531
214
26.5
18.8
15.5
9.7
0.933
0.720
0.532
215
27.0
19.3
15.5
9.7
0.950
0.738
0.531
216
27.5
19.8
15.5
9.8
0.966
0.757
0.532
217
27.9
20.3
15.5
9.8
0.983
0.773
0.532
218
28.4
20.7
15.5
9.9
0.999
0.795
0.532
220
28.9
21.3
15.5
9.9
1.015
0.804
0.533
219
29.3
21.5
15.5
9.9
1.030
0.826
0.533
219
29.8
22.1
15.5
9.9
1.048
0.842
0.535
219
30.3
22.6
15.6
9.9
1.068
0.857
0.540
219
30.9
23.0
15.7
9.9
1.090
0.882
0.547
219
31.5
23.6
15.9
9.9
1.113
0.901
0.556
218
32.2
24.1
16.2
9.9
1.135
0.923
0.565
217
32.8
24.7
16.5
9.8
1.151
0.937
0.575
216
33.3
25.1
16.8
9.8
1.173
0.963
0.577
217
33.9
25.8
16.8
9.8
1.194
0.983
0.582
218
34.5
26.3
17.0
9.8
58
Proyección base combustibles
40
200
35
150
25
20
100
15
diesel
USD/bbl
USD/mmBTU
30
bunker
GNL
carbón
10
50
WTI
5
0
0
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
Figura 8-3 Precios de combustibles sin impuestos
59
9 CRITERIOS PARA LA FORMULACION DEL PLAN
9.1 Política energética
Los planes de expansión del ICE se sujetan a los lineamientos de las políticas energéticas
del país, expresados en los planes nacionales de desarrollo y de energía. No obstante,
también se calculan planes no conformes con la política, con el propósito de explorar
otras alternativas que requerirían cambios de política.
9.2 Horizonte de planeamiento
El Plan de Expansión de la Generación (PEG) cubre el horizonte de planeamiento 2014–
2035, dentro del cual se pueden diferenciar cualitativamente tres períodos:

Período de obras en construcción: abarca hasta el 2017, con la entrada en
operación del Proyecto Hidroeléctrico Reventazón y varias plantas menores de
generación privada. En estos años gran parte de las decisiones de expansión ya
han sido tomadas y los proyectos se encuentran en construcción o financiamiento.
El propósito del PEG en estos años es verificar la validez de las premisas y
comprobar que se satisface la demanda, o bien señalar la necesidad de incorporar
generación adicional.

Período intermedio: cubre desde el 2018 hasta el 2025. Es en este período que se
busca la mejor secuencia de proyectos, y de sus resultados se deriva el programa
de actividades y las acciones de implementación que deben llevarse a cabo en los
años inmediatos.

Período de referencia: abarca del 2025 hasta el 2035 y se utiliza como referencia
para evaluar las necesidades de inversión y de preparación de proyectos a futuro.
9.3 Entorno centroamericano
Con la entrada de la línea del proyecto SIEPAC y el reglamento que regula el Mercado
Eléctrico Regional, las posibilidades de intercambio entre los países del área crecerán
significativamente. Sin embargo, no será sino con la madurez del Mercado Eléctrico
Regional, que los países podrán depender en forma segura de contratos en la región para
atender sus demandas locales o para viabilizar proyectos regionales.
El Plan de Expansión de Generación (PEG) se refiere al sistema costarricense aislado, lo
cual significa que las inversiones propuestas satisfacen la demanda nacional prevista, sin
depender de los países vecinos y sin hacer inversiones adicionales para exportar energía.
Esta condición de diseño se mantendrá hasta que la madurez del mercado permita
planear la expansión en forma integrada regionalmente.
No obstante lo anterior, gracias a que la operación del mercado eléctrico centroamericano
ha avanzado significativamente y la construcción de la línea SIEPAC ya permite
60
intercambios mucho más confiables, la operación del sistema debe hacerse para
aprovechar las oportunidades de compra y venta de electricidad que favorezcan a los
consumidores nacionales.
9.4 Criterio ambiental
Los criterios ambientales globales están contenidos en las políticas energéticas que
brindan los lineamientos del Plan de Expansión.
Desde una perspectiva de impactos de cada proyecto, se procura seleccionar alternativas
ambientalmente viables. En principio, si cada uno de los proyectos considerados en los
planes de expansión ha sido evaluado ambientalmente, y en sus costos y beneficios se
han incluido los respectivos costos y beneficios ambientales, la evaluación de las
opciones resultaría neutra desde un punto de vista ambiental.
Por lo anterior, se hace el esfuerzo para que los proyectos considerados cuenten con sus
evaluaciones ambientales, aunque en la etapa intermedia o de referencia, algunos
proyectos no tienen estudios ambientales detallados. En esos casos, en los presupuestos
de los proyectos se deben incluir porcentajes razonables para cubrir las medidas de
mitigación ambiental.
9.5 Criterio de confiabilidad
En sistemas predominantemente hidroeléctricos, como el de Costa Rica, es necesario
utilizar un criterio de confiabilidad, asociado con las probabilidades de ocurrencia de
eventos hidrológicos secos. En estos sistemas las situaciones críticas usualmente se
asocian con la escasez de agua en la época seca. Los sistemas están limitados por fallas
o faltantes de energía y no necesariamente de potencia.
La capacidad para satisfacer la demanda es una combinación de la potencia instalada y la
disponibilidad de agua suficiente en las plantas hidroeléctricas. Dado que la aportación de
caudales se considera una variable estocástica, la satisfacción de la demanda también lo
es y se le debe tratar probabilísticamente.
El criterio de confiabilidad sustituye al criterio de “margen de reserva” que normalmente se
usa en los sistemas térmicos.
El criterio de confiabilidad sirve para aceptar o rechazar los posibles planes de expansión,
con base en la cuantificación de la probabilidad de satisfacer la demanda ante la
variabilidad de los escenarios hidrológicos.
El criterio utilizado incluye tres aspectos que se deben comprobar para cada uno de los
meses del período analizado:
1. En el 95% de las series hidrológicas el déficit mensual de energía no debe exceder
el 2% de la demanda de dicho mes.
2. El valor esperado de déficit en el 5% de las series más secas no debe exceder el
5% de la demanda de dicho mes.
3. No más del 10% de las series deben presentar déficit de cualquier tipo.
61
La Figura 9-1 ayuda a comprender mejor estos criterios. En esta figura se han graficado
los límites que impone cada criterio y se muestra la región de aceptación y de rechazo del
plan. Se observa que los criterios procuran balancear la magnitud del déficit con su
probabilidad de ocurrencia: a mayor probabilidad, menor tolerancia en la magnitud del
déficit.
CRITERIOS DE CONFIABILIDAD
% Déficit mes i
30
25
CRITERIOS
20
1. El 95% de las series deben tener déficit menor al 2%
2. El promedio del déficit en el 5% de las series más
críticas no puede superar el 5%
3. No puede haber déficit en más del 10% de las series
15
El promedio de los déficit del 5% de las series
más críticas debe estar por debajo de la línea
roja a trazos
10
Los déficit deben estar por debajo
de la línea azul.
5
0
0
5
10
15
20
25
30
% de las series en mes i
Figura 9-1 Esquema ilustrativo de los criterios de confiabilidad
Para que un plan sea aceptable, los déficit de cada uno de los meses analizados deben
caer dentro de la zona de aceptación. Sólo se consideran en el estudio planes que
satisfacen los criterios de confiabilidad.
9.6 Criterio de óptimo económico
Se define como plan óptimo aquel que, cumpliendo con todos los criterios de
planeamiento, en particular los criterios de confiabilidad, minimiza el costo total para la
economía del país.
Establecida una proyección de la demanda, el plan óptimo minimiza el costo total de
inversión y operación necesario para satisfacer esa demanda. Se incluye dentro de la
función a minimizar el costo de falla, que valora el costo que representa para la sociedad
el no servir completamente la energía demandada.
62
9.7 Otros parámetros económicos
9.7.1 Evaluación social de los planes
La evaluación de los planes de expansión se hace en términos económicos para la
sociedad costarricense. Por la misma razón, tanto los proyectos del ICE como de las
demás empresas eléctricas y generadores privados son tratados en forma similar, sin
distinción por la propiedad o por la fuente de financiamiento. Tampoco se incluyen los
impuestos en el costo del combustible.
9.7.2 Costos constantes en el tiempo
La evaluación económica se expresa en dólares americanos constantes, con una base de
precios de diciembre de 2012. Se parte del supuesto que los costos y beneficios de cada
uno de los componentes del plan no variará substancialmente con respecto a los demás
componentes durante el período de análisis, a excepción de los combustibles, para los
cuales se utiliza una proyección de precios.
9.7.3 Tasa social de descuento
Se utiliza una tasa de 12% para descontar todos los flujos de dinero en el tiempo.
9.7.4 Costo de racionamiento
Para la simulación de los planes y la determinación del plan de mínimo costo, se utilizó un
costo de racionamiento de USD800/kWh para fallas menores al 2% de la demanda y
USD2 000/kWh para fallas mayores. Estas cifras se utilizan como señal del costo que
tiene para la sociedad el no satisfacer un kWh de demanda. Este dato es de mucha
importancia pues influye en la cantidad de instalación requerida para evitar el
racionamiento, y también en la magnitud de los costos marginales de corto plazo
esperados.
9.8 Herramientas de análisis
Para generar los planes de expansión se utilizaron los modelos computacionales
OPTGEN versión 7.0.6 beta, y SDDP versión 12.0.5. Ambos programas son elaborados y
mantenidos por Power Systems Research28.
El OPTGEN es un modelo integrado, formulado como un problema de gran escala de
optimización mixta entera-lineal. Se utiliza para determinar planes de expansión de
mínimo costo. Las inversiones se optimizan en conjunto con los costos operativos, para lo
cual la operación se simula con detalle utilizando el modelo SDDP. Ambos modelos están
integrados y comparten la misma base de datos.
El SDDP utiliza la denominada programación dinámica dual estocástica para simular el
comportamiento de un sistema interconectado, incluyendo líneas de transmisión (opción
28
Detalles sobre estos programas se pueden consultar en www.psr-inc.com
63
que no se utiliza en el presente caso). Está especialmente formulado para resolver las
complejidades de sistemas hidrotérmicos con múltiples embalses.
El SDDP se compone de dos módulos principales:

Módulo Hidrológico: Determina los parámetros de un modelo estocástico de
caudales, que genera series sintéticas que se utilizan para generar políticas
óptimas de uso de embalses. Optativamente, también puede generar series
sintéticas para la fase de simulación.

Módulo de Planificación Operativa: Determina la política operativa más económica
para los embalses, teniendo en cuenta las incertidumbres en las afluencias
hidrológicas futuras y las restricciones en la red de transmisión; y simula la
operación del sistema a lo largo del período de planificación, para distintos
escenarios de secuencias hidrológicas, para lo cual calcula un despacho óptimo
mensual. Como resultado se obtienen índices de desempeño tales como el
promedio de los costos operativos, los costos marginales por barra y por bloque de
carga, y la operación óptima.
La obtención de los planes de mínimo costo se realiza de una forma iterativa de la
siguiente manera:
1. Se completa la base de datos de los modelos y se incluyen todas las restricciones
de cada caso
2. Con el OPTGEN se generan varios juegos de planes para conocer posibles
alternativas
3. Se escoge uno de estos planes como plan base inicial
4. Se simula con mayor detalle el sistema utilizando el modelo SDDP, verificando que
cumpla con los criterios de confiabilidad, lo cual puede requerir ajustes a las
fechas de entrada de los proyectos
5. Se calcula, fuera del modelo, el costo total del plan de obras, incluyendo los costos
operativos y de falla obtenidos en la simulación del SDDP, más los costos de
inversión
6. Se prueba un nuevo plan, y se vuelve al punto 4
7. Se continúa iterando hasta lograr el plan de mínimo costo
9.8.1 Etapa de tiempo
La etapa de tiempo simulada en el SDDP es mensual. Se aprovecha el comportamiento
cíclico semanal de la demanda para representar el mes con cinco bloques de demanda.
El porcentaje de la duración de los bloques es 2.60%, 14.80%, 30.55%, 29.45% y 22.60%.
Los primeros dos bloques se asocian con el período tarifario de punta, los bloques 3 y 4
con la media-punta y el último bloque con la demanda de fuera de punta.
64
9.9 Cambio climático y vulnerabilidad
Hay evidencias claras que la actividad humana, en particular por su dependencia de la
energía extraída de los combustibles fósiles, está acelerando cambios en la composición
de los gases de la atmósfera, incrementando la concentración de CO 2 y de otros gases
que provocan un efecto invernadero.
Este factor tiene consecuencias globales que están afectando el clima planetario. La
determinación de la magnitud del impacto y de la velocidad de su desarrollo es asunto
todavía en discusión, pero hay un acuerdo generalizado que es un problema que debe ser
atendido adecuadamente.
Un cambio climático afectará la disponibilidad de la mayor parte de las fuentes
energéticas renovables, con excepción de la geotermia. Como estas afectaciones pueden
ser negativas, el efecto de un cambio climático hace vulnerable un sistema basado en
recursos renovables como el costarricense.
Sin embargo, como a la fecha no hay un consenso sobre la magnitud de los efectos ni
sobre su escala de tiempo, todavía no es posible cuantificar el grado de vulnerabilidad a la
que está expuesto el sistema de generación, ni determinar las medidas razonables para
reducir la exposición a estos cambios. No obstante, todo parece indicar que para el
horizonte de tiempo del plan de expansión, el cambio en las variaciones climáticas será
modesto, y por lo tanto, resulta aceptable modelar los fenómenos hidrometeorológicos
como procesos cicloestacionarios, sin que exista fundamento científico para sospechar
que este supuesto pueda inducir a grandes sobrevaloraciones o subvaloraciones.
Las 47 series hidrológicas que se utilizan para modelar el comportamiento hidroeléctrico,
contienen un historial amplio de variación climática, que engloba incluso cualquier cambio
climático ocurrido en los últimos 50 años.
Conforme se cuantifique mejor el cambio climático, las sucesivas revisiones del PEG
tendrán que ir incorporando en su análisis este efecto.
En el presente PEG se supone que los efectos del cambio climático que puedan ocurrir en
las próximas dos décadas están dentro de la variabilidad climática ya contenida en la
modelación del sistema.
65
10 INFORMACION BASICA
10.1 Sistema existente
El sistema de generación existente está compuesto por las plantas cuyas características
principales se muestran en la Tabla 10-1.
Tabla 10-1 Características de plantas existentes
Características de las plantas generadoras del Sistema Eléctrico (Dic 2012)
Nombre
1. PLANTAS HIDROELECTRICAS
Angostura
Arenal
Cachí
Canalete
Cariblanco
Carrillos
Chocosuela
CNFL Virilla
Corobicí
Cote
Cubujuquí
Daniel Gutiérrez
Doña Julia
El Encanto
Garita
General
Gen Priv Hidro1
Gen Priv Hidro2
Gen Priv Hidro3
ICE Menores
JASEC Menores
La Joya
Los Negros
Peñas Blancas
Pirrís
Pocosol
Río Macho
San Lorenzo
Sandillal
Toro 1
Toro 2
Toro 3
Ventanas-Garita
Subtotal
2. PLANTAS TERMOELECTRICAS
Barranca
Colima
Garabito
Guápiles
Moín 1
Moín 2
Moín 3
Orotina
San Antonio Gas
Subtotal
Inicio
Opera
Potencia
Efectiva
(MW)
Generación
prom
(GWh)
2000
1979
1966
2008
2007
1951
varios
varios
1982
2003
2012
1996
1998
2009
1958
2006
varios
varios
varios
varios
varios
2006
2006
2002
2011
2010
1963
1997
1992
1995
1996
2012
1987
180
157
103
18
84
2
28
56
174
7
22
19
16
8
40
39
39
47
10
5
20
50
17
37
140
26
134
15
32
27
66
50
100
1 768
872
761
614
68
254
18
83
270
848
13
53
79
100
48
187
198
228
215
51
40
135
270
76
157
539
122
500
75
141
99
254
180
452
1974
1956
2011
2008
1977
1991
2003
2008
1973
36
12
200
14
20
131
78
10
37
537
11
12
524
40
25
133
91
30
13
Embalse Producción
Tipo
Util
específica Combustible
(hm3) (kWh/litro)
11
1477
36
0.1
0.1
0.4
2
30
0.4
4.8
0.2
0.7
2.40
3.45
4.48
4.07
4.08
2.88
2.95
4.18
2.52
diésel
dié/bunk
búnker
búnker
dié/bunk
diésel
diésel
búnker
diésel
Indisponibilidad
(%)
O&M
Fijos
($/kW-año)
%Pot
Instalada
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
41.0
43.9
54.6
135.3
60.6
410.8
106.1
171.7
41.7
222.9
120.4
128.7
141.7
198.3
88.2
89.8
200.6
206.9
177.6
411.1
222.7
79.1
137.3
92.2
46.6
110.5
47.7
146.4
99.4
108.8
68.6
79.1
55.4
7%
6%
4%
1%
3%
0%
1%
2%
6%
0%
1%
1%
1%
0%
2%
1%
1%
2%
0%
0%
1%
2%
1%
1%
5%
1%
5%
1%
1%
1%
2%
2%
4%
66%
50%
75%
15%
15%
75%
15%
15%
15%
50%
42.7
42.7
42.7
42.7
42.7
42.7
42.7
42.7
42.7
1%
0%
7%
1%
1%
5%
3%
0%
1%
20%
66
(continuación)
Características de las plantas generadoras del Sistema Eléctrico (Dic 2012)
Nombre
Inicio
Opera
Potencia
Efectiva
(MW)
Generación
prom
(GWh)
Embalse Producción
Tipo
Util
específica Combustible
(hm3) (kWh/litro)
Indisponibilidad
(%)
3. PLANTAS GEOTERMICAS
Boca de Pozo 1
1994
5
29
10%
Miravalles 1
1994
55
423
10%
Miravalles 2
1998
55
374
10%
Miravalles 3
2000
26
215
10%
Miravalles 5
2003
18
113
10%
Pailas
2011
36
302
10%
Subtotal
195
4. PLANTAS EOLICAS
Aeroenergía
1998
6
26
Guanacaste
2009
50
169
Los Santos
2011
13
39
Valle Central
2012
15
38
Tejona
2002
20
72
Tierras Morenas
1999
20
62
Tilarán
1996
20
76
Subtotal
144
5. PLANTAS BIOMASA
El Viejo
1991
18
72
bagazo
Río Azul
2004
0
0
DSM
Taboga
1998
19
71
bagazo
Subtotal
37
6. PLANTAS SOLAR
Miravalles Solar
2012
1
1
Subtotal
1
TOTAL SEN
2 682
OBSERVACIONES
a. Precios en USD a diciembre 2012
b. Costos de O&M basados en "Informe de Costos y Gastos de Operación y Mantenimiento"
Se suponen los mismos costos para plantas no ICE
Plantas geotérmicas incluyen el costo de operación del campo geotérmico
c. Potencias efectivas tomadas del SIGEST. La potencia efectiva es la suma de las potencias efectivas de cada unidad
En el caso del parque térmico la potencia efectiva considera la degradación permanente
d. Potencia efectiva de plantas privadas corresponde a la potencia contratada
O&M
Fijos
($/kW-año)
%Pot
Instalada
144.5
144.5
144.5
144.5
144.5
144.5
0%
2%
2%
1%
1%
1%
7%
171.9
171.9
171.9
171.9
171.9
171.9
171.9
0%
2%
0%
1%
1%
1%
1%
5%
42.7
42.7
42.7
1%
0%
1%
1%
30.0
0%
0%
100%
En el modelo de simulación SDDP las plantas geográficamente cercanas y de
características similares de producción se agruparon, lo mismo que las plantas menores.
Los grupos formados y las plantas que los integran se pueden consultar en el Anexo A5.
10.1.1
Retiro y modernización
La modernización y rehabilitación se ejecuta para restablecer, adecuar o mejorar las
características de operación y seguridad de equipos o centrales completas de generación.
Cuando la rehabilitación no es viable, se retira el equipo o la central obsoleta.
Conforme envejece, la necesidad de modernización y rehabilitación del parque generador
aumenta. La tercera parte de la capacidad instalada del país tiene más de 30 años de
operación. La situación general de años de servicio de la capacidad instalada, separada
por fuente energética, se muestra en la Figura 10-1.
67
Edad de la capacidad instalada
%capacidad por fuente
100%
80%
60%
Hidro
40%
Térm
Geot
20%
Eól
0%
>5años
>10años
>20años
>30años
>40años
Edad de la instalación
Figura 10-1 Edad de la capacidad instalada
En el presente plan se modelaron las siguientes modernizaciones y retiros, programados
en el corto plazo:





Colima se modeló retirada desde el 2013
Moín 1 (pistón): se modeló retirada en el 2017
Río Macho: modernización en el 2014-2015
Cachí: la planta se amplía y moderniza en el 2014
La Joya: ampliación con La Perla29 en el 2016
Las modernizaciones y retiros del mediano y largo plazo no son modeladas en el plan de
expansión. Sin embargo, es de observar que por el envejecimiento del parque generador,
cada vez se requerirá dedicar más recursos a estas tareas.
El mantenimiento normal del parque generador se modela estadísticamente utilizando una
indisponibilidad parcial en todas las unidades generadoras. Sin embargo, los
mantenimientos mayores programados en el 2014 fueron modelados para los casos de:
 Garita
 Ventanas-Garita
 Angostura
 Peñas Blancas
 Sandillal
10.2 Hidrología
Para representar la hidrología se utilizó una serie de 47 años de caudales mensuales,
correspondiente al registro histórico del período 1965-2011.
A cada planta o proyecto se le asignó una estación hidrológica. Las plantas pequeñas
fueron agrupadas y representadas por una planta equivalente. A cada una de estas
plantas equivalentes se le asignó un registro hidrológico de acuerdo a su ubicación
29
En el presente documento el proyecto La Perla se denomina también La Joya 2
68
geográfica. La correspondencia entre plantas hidroeléctricas y las estaciones con datos
fluviométricos se indica en el Anexo A6.
Una forma de visualizar la variabilidad hidrológica es recurrir al concepto de
“hidraulicidad”. Aquí se define la hidraulicidad como la capacidad potencial de generación,
dado un conjunto de plantas hidroeléctricas, en función de los caudales afluentes en los
ríos y sin cambiar el almacenamiento de los embalses.
La hidraulicidad es útil únicamente para ilustrar de una forma simple y gráfica la
variabilidad hidrológica. No se utiliza en los modelos o los cálculos de planificación.
La Figura 10-2 muestra la hidraulicidad del conjunto de plantas hidroeléctricas del país30.
El promedio mensual es alrededor de 600 GWh, pero con una fuerte variación estacional,
que disminuye a valores mínimos en los meses de febrero a abril. El promedio de abril es
300 GWh, pero en meses críticos puede bajar a menos de 200 GWh.
Hidraulicidad 1965-2011
(todas las plantas simuladas como filo de agua, instalación dic 2012)
1000
Promedio anual
GWh
800
600
400
Promedio mensual
200
Probabilidad de excedencia 95%
0
ene feb mar abr may jun
jul
ago sep
oct nov
dic
Figura 10-2 Capacidad potencial de generación del parque hidroeléctrico
10.3 Viento
Para representar el comportamiento de la energía eólica se utilizan los datos de
generación de las plantas existentes. El recurso eólico de todo el país se modela31 a partir
del registro histórico de generación de las plantas existentes.
La planta Tilarán32, de 20 MW, ha operado en forma ininterrumpida desde junio de 1996,
lo que permite un registro de 16 años calendario completos, de 1997 al 2012. La planta
Tierras Morenas aporta 13 años completos, del 2002 al 2012, Guanacaste tiene tres años
de operación y Los Santos operó todo el 2012. Esto permite obtener 33 series mensuales
del factor de planta. Aunque el registro no es homogéneo, es valioso para representar la
variabilidad de la producción del parque eólico del país.
30
Con 47 series hidrológicas del período 1965-2011 y la capacidad instalada a diciembre del 2012.
Todas las plantas fueron simuladas sin embalse.
31
Las plantas eólicas se modelan en el SDDP como fuentes renovables de generación no
despachable (GND).
32
La planta Tilarán también es conocida como PESA.
69
En la Figura 10-3 se muestran los factores de planta mensuales obtenidos del registro de
estas cuatro plantas tomadas de referencia.
Producción eólica mensual
100%
Factor de Planta
80%
60%
40%
20%
0%
ene
feb mar abr may jun
jul
ago sep
oct
nov
dic
Figura 10-3 Factores de planta de producción eólica
Al igual que la hidroelectricidad, el viento exhibe un patrón estacional con grandes
variaciones de un año a otro. Sin embargo, los meses de diciembre a abril tienen en
promedio un factor de planta mensual superior al promedio anual (el factor anual es
cercano al 40%). Este comportamiento es favorable para compensar el período seco de la
producción hidroeléctrica.
10.4 Proyectos fijos
La Tabla 10-2 muestra los proyectos que se consideran como fijos en el Plan de
Expansión, junto con la fecha de entrada prevista. La decisión de ejecutar estos proyectos
ya ha sido tomada. Algunos todavía no están en construcción, pero se encuentran en
financiamiento o en etapa de contratación.
La adición de potencia de los proyectos fijos es de 897 MW, para ser instalados entre el
2013 y 2017. De esta cantidad, 677 MW son hidroeléctricos y 220 MW son eólicos.
Esta lista es conservadora y no incluye todos los proyectos que están impulsando las
empresas distribuidoras, solamente aquellos que están en construcción. Es probable que
algunos proyectos no incluidos aquí por estar actualmente en preinversión sean
construidos en el mediano plazo. También puede ocurrir que alguno de los proyectos fijos
no logre materializarse o que sufra serios atrasos. Por ejemplo, la contratación de
capacidad hidroeléctrica a través de esquemas BOT de la Ley No.7200, podría atrasarse
o reducirse por consideraciones ambientales, como sucedió en una contratación anterior.
70
Tabla 10-2 Proyectos fijos en el plan de expansión
Proyecto
Tacares
Balsa Inferior
Cachí
Cachí 2
Chucás
Torito
Anonos
Río Macho
Río Macho2
Chiripa
Capulín
La Joya
La Joya 2
Eólico Cap1 Conc 1a
Orosí
Reventazón
Reventazón Minicentral
Eólico Cap1 Conc 1b
Eólico Cap1 Conc 2
Hidro Cap1 Conc 1
Hidro Cap1 Conc 2
Fuente
Pot
Entrada
MW
(o salida)
Hidro
7
jul-13
Hidro
38
dic-13
Hidro -105
jul-14
Hidro
158
nov-14
Hidro
50
ene-15
Hidro
50
feb-15
Hidro
4
mar-15
Hidro -120
mar-15
Hidro
140
mar-15
Eólic
50
jul-15
Hidro
49
ene-16
Hidro
-50
ene-16
Hidro
64
ene-16
Eólic
50
ene-16
Eólic
50
ene-16
Hidro
292
may-16
Hidro
14
oct-16
Eólic
50
ene-17
Eólic
20
ene-17
Hidro
37
ene-17
Hidro
50
ene-17
Adición neta MW:
Hidro
677
Eólic
220
Total
897
Desarrollador
ESPH
CNFL
ICE
ICE
Generador Independiente
CNFL
ICE
ICE
ICE
ICE
10.5 Tecnologías candidatas para el Plan de Expansión
10.5.1
Tecnologías basadas en recursos renovables
Los recursos renovables que se modelan son la hidroelectricidad, la geotermia y el viento.
Además de los proyectos fijos, se consideran proyectos candidatos de estas tecnologías.
El proyecto candidato más importante es Diquís, disponible a partir del 2023. Otros
candidatos renovables son Pailas 2, Borinquen 1 y 2, Brujo 2 y RC500. Además de estos,
se incluyen otros proyectos genéricos, para tomar en cuenta los posibles desarrollos que
todavía no están identificados por el ICE, o que forman parte del potencial que
eventualmente desarrollarán las empresas distribuidoras o los generadores
independientes.
A diferencia de años anteriores, en la presente revisión del plan se excluyó la
consideración de los proyectos hidroeléctricos Pacuare, Savegre y Ayil, a pesar de
constituir el conjunto de proyectos más interesantes por su capacidad de embalse. La
decisión se tomó por carecer de información reciente sobre sus costos. En el caso de
Pacuare el estudio de factibilidad no ha sido actualizado en muchos años, y en el caso de
Savegre y Ayil el estudio de factibilidad no ha sido completado. En futuras revisiones del
plan se volverán a incorporar estos proyectos, conforme la nueva información esté
disponible.
Existen varios proyectos de energía solar, biomasa y generación con desechos sólidos
que serán incorporados al sistema en el corto y mediano plazo. Dado que su participación
71
será marginal y los modelos en uso todavía no modelan en detalle estas fuentes, se
prefirió no incluir estos proyectos, haciendo la salvedad que parte de los requerimientos
hidro y eólicos señalados por las simulaciones, podrían ser llenados usando estos nuevos
recursos.
Aunque a futuro se espera contar con un potencial interesante de otras fuentes no
convencionales, los costos y barreras tecnológicas actuales limitan la consideración de
participación significativa de otras opciones.
10.5.2
Tecnologías que consumen derivados de petróleo
Como alternativas térmicas usando derivados del petróleo se consideran motores de
combustión interna con búnker y turbinas de gas (también llamadas turbinas de
combustión), en ciclo simple o combinado, alimentadas con diésel.
10.5.3
Otros combustibles fósiles
Con relación a la disponibilidad de nuevos combustibles fósiles, existen algunos que
pueden representar opciones importantes en el desarrollo de proyectos de generación: el
gas natural y el carbón.
Estos combustibles requieren volúmenes importantes de consumo para obtener
economías de escala significativas. El gas requiere gasoductos que conecten la
producción con el consumo o plantas regasificadoras con tanques criogénicos para
importar gas licuado vía marítima. El carbón se beneficia si tiene infraestructura de
puertos, patios y ferrocarriles para la importación, manejo y transporte.
En el presente estudio se analiza la opción del carbón únicamente para efectos
comparativos. Se debe notar que la utilización de este combustible no es compatible con
la política energética nacional.
El gas natural se perfila como una opción interesante a mediano plazo, y está siendo
objeto de detallados estudios. En el presente análisis de expansión se incluyeron
escenarios de gas natural.
10.5.4
Nuevas fuentes no convencionales fuera del plan
Como ya se indicó, por simplicidad en el plan solo se valoraron tres fuentes renovables de
costo y características bien conocidas: hidro, geotermia y viento.
Esta simplificación se hace por razones prácticas y no implica que se estén descartando
posibles fuentes que estarán disponibles en el futuro. Es muy probable que en el mediano
plazo aparezcan nuevos proyectos candidatos basados en fuentes renovables no
convencionales o en tecnologías limpias de carbón o gas, dado que el gran interés
mundial en estas fuentes está impulsando rápidamente su desarrollo tecnológico. Estas
nuevas opciones serán integradas conforme aparezcan en las sucesivas revisiones del
PEG.
72
10.6 Características de los proyectos candidatos
Los proyectos candidatos que se consideraron para definir el PEG se enumeran en la
Tabla 10-3, en donde se incluyen sus principales características.
Para los proyectos fijos, la fecha de disponibilidad corresponde a la programación de
entrada en funcionamiento. Para los proyectos libres se supone que esta fecha es la más
temprana en la que podrían estar disponibles.
En el horizonte de largo plazo se permiten candidatas térmicas únicamente como
referencia o como parte de escenarios térmicos. El térmico convencional incluye las
tecnologías de turbinas de combustión33 y de vapor, motores de media velocidad y ciclos
combinados, alimentados con los combustibles diésel, búnker o carbón. El GNL se
considera en los escenarios correspondientes con disponibilidad de este combustible,
usando ciclos combinados.
Se debe mencionar que el proyecto hidroeléctrico Bijagua, de 17 MW promovido por
Coopeguanacaste, no fue incluido como candidato en las corridas del plan. No obstante
actualmente se encuentra en construcción.
33
Las turbinas de combustión también se conocen como turbinas de gas, por ser el gas de la
combustión el que las impulsa.
73
Tabla 10-3 Características de proyectos candidatos
CARACTERISTICAS DE LOS PROYECTOS CANDIDATOS
Nombre
Disponib
a partir
Tipo
Pot
Gen Prom
Anual
GWh
Emblase
Util
hm3
Prod
Específic
kWh/littro
Combust
principal
MW
1. PROYECTOS HIDROELECTRICOS
Tacares
jul-13
Fijo
7
Balsa Inferior
dic-13
Fijo
38
122
Cachí 2
nov-14
Fijo
158
980
36.2
Chucás
ene-15
Fijo
50
259
2.3
Torito
feb-15
Fijo
50
305
0.157
Anonos
mar-15
Fijo
4
13
Río Macho2
mar-15
Fijo
140
500
Bijagua
ago-15
Fijo
18
65
Capulín
ene-15
Fijo
18
205
1.28
La Joya 2
ene-16
Fijo
64
270
Reventazón
may-16
Fijo
292
1 560
118.5
Reventazón Minicent
oct-16
Fijo
14
Hidro Cap1 Conc 1
ene-17
Fijo
20
Hidro Cap1 Conc 2
ene-17
Fijo
50
RC-500
ene-19
Libre
58
266
1.3
Brujo2
ene-19
Libre
60
267
0.7
Diquís
ene-23
Libre
623
3 050
1867
Diquís Minicentral
ene-23
Libre
27
Hidro Genérica 50 MW
varios
Libre
700
Subtotal
2 389
2. PROYECTOS TERMOELECTRICOS
CC Moín
ene-18
Libre
279
variable
4.60
diésel
Turbina 80 MW
varios
Libre
640
variable
2.99
diésel
CC GNL 300 MW
varios
Libre
1 200
variable
4.57
GNL
MMV 100 MW
varios
Libre
600
variable
4.48
búnker
Carbón 300 MW
varios
Libre
1 200
variable
2.53
carbón
Subtotal
3 919
3. PROYECTOS GEOTERMOELECTRICOS
Pailas 2
mar-18
Libre
55
425
Borinquen 1
ene-22
Libre
55
425
Borinquen 2
ene-24
Libre
55
425
Geotérm Genérico 55 MW
varios
Libre
330
2 550
Subtotal
495
4. PROYECTOS EOLOELECTRICOS
Chiripa
ene-15
Fijo
50
181
Orosí
ene-16
Fijo
50
181
ene-16
Fijo
50
181
ene-17
Fijo
50
181
Eólico Cap1 Conc 2
ene-17
Fijo
20
72
Eólico Genérico 50 MW
varios
Libre
400
1 448
Subtotal
620
OBSERVACIONES
a. Tipo: se refiere a si el proyecto es:
Fijo: se incluye en el plan en forma obligatoria en una fecha predeterminada
Libre: su inclusión y fecha de entrada resulta de la optimización del plan
b. La producción específica de los proyectos de carbón está en MW/tonelada
c. La producción específica de los proyectos de GNL está en kWh/m3
d. Térmico disponible para escenarios de sensibilidades. No están permitidos en el plan base, excepto Moín CC
Indispon
%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
15%
15%
15%
15%
15%
10%
10%
10%
10%
-
La Tabla 10-4 muestra los costos de inversión de estos proyectos. Estos costos no son
directamente comparables entre proyectos de tecnologías distintas, porque las
características de la generación que aporta cada proyecto pueden ser muy diferentes.
74
Los costos de inversión se toman de los presupuestos de cada proyecto. Cuando no se
tiene disponible, como es el caso de los proyectos genéricos y la mayoría de los
proyectos de generadores independientes o de empresas distribuidoras, se les asigna un
costo unitario representativo de cada tecnología. Los costos fijos unitarios de operación
son valores promedio para cada tecnología. Los costos se expresan en dólares
norteamericanos constantes a diciembre 2012.
Tabla 10-4 Costos de los proyectos
COSTO ANUAL FIJO DE INVERSION Y OPERACION
dic-12
Fuente Modulo
Vida Inversión Inversión Inversión Costo Fijo Costo Fijo Costo Anual Costo Anual
Potencia Económ Unitaria
Anual
O&M unit
O&M
Unitario
Total
MW
años
$/kW
mill $ mill$/año $/kW/año mill $/año $/año-kW
mill$/año
Chiripa
Eólico Cap1 Conc 2
Eólico Genérico 50 MW
Orosí
Borinquen 1
Borinquen 2
Geotérm Genérico 55 MW
Pailas 2
Anonos
Balsa Inferior
Bijagua
Brujo 2
Cachí 2
Capulín
Chucás
Diquís
Diquís Minicentral
Hidro Cap1 Conc 1
Hidro Cap1 Conc 2
Hidro Genérico 50 MW
La Joya 2
RC-500
Reventazón
Río Macho 2
Tacares
Torito
Carbón 300 MW
CCDiesel Moín 1
CCDiesel Moín 2
CCDiesel Moín 3
CCGNL 300 MW
MMV 100 MW
Turbina 80 MW
10.6.1
Eólic
Eólic
Eólic
Eólic
Eólic
Eólic
Geot
Geot
Geot
Geot
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Térm
Térm
Térm
Térm
Térm
Térm
Térm
50.0
50.0
50.0
20.0
50.0
50.0
55.0
55.0
55.0
55.0
3.6
37.5
17.5
60.0
158.2
48.7
50.0
623.0
27.0
37.0
50.0
50.0
64.0
58.4
292.0
13.5
140.0
7.0
50.0
300.0
93.0
93.0
93.0
300.0
100.0
80.0
20
20
20
20
20
20
25
25
25
25
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
20
15
15
15
20
20
20
2 772
2 709
2 709
2 709
2 709
2 952
6 128
6 128
6 128
6 128
925
3 903
3 837
4 162
1 003
2 890
2 907
5 668
4 254
3 837
3 837
3 837
343
3 976
5 116
3 859
376
3 793
3 752
4 117
1 135
1 135
1 135
4 641
2 167
1 084
139
135
135
54
135
148
337
337
337
337
3
146
67
250
159
141
145
3 531
115
142
192
192
22
232
1 494
52
53
27
188
1 235
106
106
106
1 392
217
87
18.6
18.1
18.1
7.3
18.1
19.8
43.0
43.0
43.0
43.0
0.4
17.8
8.1
30.3
19.2
17.1
17.6
428.3
13.9
17.2
23.3
23.3
2.7
28.2
181.2
6.3
6.4
3.2
22.8
165.37
15.5
15.5
15.5
186.4
29.0
11.6
171.9
171.9
171.9
171.9
171.9
171.9
144.5
144.5
144.5
144.5
304.1
91.6
135.3
72.0
43.6
80.1
79.1
21.7
108.4
92.2
79.1
79.1
69.7
73.0
32.0
154.6
46.7
216.3
79.1
42.7
42.7
42.7
42.7
42.7
42.7
42.7
8.60
8.60
8.60
3.44
8.60
8.60
7.95
7.95
7.95
7.95
1.09
3.44
2.37
4.32
6.89
3.90
3.95
13.54
2.93
3.41
3.95
3.95
4.46
4.26
9.35
2.09
6.53
1.51
3.95
12.82
3.98
3.98
3.98
12.82
4.27
3.42
543.01
534.65
534.65
534.65
534.65
567.15
925.91
925.91
925.91
925.91
416.27
565.09
600.81
576.86
165.24
430.67
431.68
709.25
624.40
557.72
544.55
544.55
111.31
555.31
652.57
622.62
92.32
676.43
534.23
593.98
209.36
209.36
209.36
664.01
332.92
187.83
27.15
26.73
26.73
10.69
26.73
28.36
50.93
50.93
50.93
50.93
1.50
21.19
10.51
34.61
26.14
20.97
21.58
441.86
16.86
20.64
27.23
27.23
7.12
32.43
190.55
8.41
12.93
4.74
26.71
178.19
19.47
19.47
19.47
199.20
33.29
15.03
Costo unitario y monómico de los proyectos candidatos
El costo unitario de instalación y el costo monómico de los proyectos hidroeléctricos,
eólicos y geotérmicos se muestra en la Tabla 10-5 y se grafican en la Figura 10-4 y Figura
10-5.
Se debe observar que estos costos unitarios son el resultado de los supuestos utilizados
en el análisis. No todos los proyectos tienen un presupuesto detallado y otros utilizan una
estimación genérica de costo.
75
Tabla 10-5 Costos unitarios de instalación y producción
Costo
Vida
Costo de Inversión
económica Overnigth FacCap Cost Capit Anual
años
mill$
mill$
mill$
20
136
1.084
148
20
25
275
1.226
337
43
40
131
1.115
146
18
40
61
1.096
67
8
40
206
1.210
250
30
40
126
1.117
141
17
40
127
1.148
145
18
40
2 504
1.410
3 531
428
40
192
1.210
232
28
40
1 065
1.403
1 494
181
40
158
1.191
188
23
40
175
1.096
192
23
MW GWh
50
181
55
425
38
122
18
65
60
267
49
205
50
259
623 3 050
58
266
292 1 560
50
305
50
219
Indices
O&M
Total
mill$
8.60
7.95
3.44
2.37
4.32
3.90
3.95
13.54
4.26
9.35
3.95
3.95
mill$
28
51
21
11
35
21
22
442
32
191
27
27
fp
41%
88%
37%
42%
51%
48%
59%
56%
52%
61%
70%
50%
Costo Unitario de Instalación
6 000
Geotérmicos
5 000
USD/kW
Eólico
Geotérmico
Balsa Inferior
Bijagua
Brujo 2
Capulín
Chucás
Diquís
RC-500
Reventazón
Torito
Hidro Genérico
Producción
4 000
Diquís
Bijagua
Hidro Genérico
Balsa Inferior
Reventazón
Brujo2
3 000
RC-500
Torito
Eólico
2 000
Capulín
Chucás
1 000
0
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Factor de Planta
Figura 10-4 Costo unitario de instalación
Costo Unitario de Generación
0.20
Balsa Inferior
0.15
USD/kWh
Proyecto
Eólico
Bijagua
Diquis
Brujo2
Hidro Genérica
0.10
Reventazón
Geotérmicos
RC500
Torito
Capulín
Chucás
0.05
0.00
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Factor de Planta
Figura 10-5 Costo unitario de generación
90%
$/kW
2 724
5 000
3 500
3 500
3 440
2 587
2 533
4 020
3 287
3 646
3 150
3 500
$/kWh
0.157
0.120
0.174
0.162
0.130
0.102
0.083
0.145
0.122
0.122
0.088
0.124
76
10.7 Otros proyectos privados y de empresas distribuidoras
La lista de candidatos discutida en las secciones precedentes no contiene todos los
proyectos que están considerando el sector privado y las empresas distribuidoras.
Algunas de estas opciones de generación podrían formar parte del sistema de generación
en el futuro, independientemente de si están incluidos o no en el PEG.
Además de los nuevos esquemas que eventualmente puedan aparecer, existe una amplia
cartera de proyectos actualmente bajo estudio por desarrolladores del sector privado y de
las empresas distribuidoras.
Estos proyectos de terceros se incluyen en el PEG una vez que existe certeza sobre la
intención y la capacidad del desarrollador para llevarlo a cabo, y también cuando se
conoce, aunque en forma aproximada, la fecha de entrada en operación. La inclusión de
estos proyectos en el PEG no conlleva ninguna evaluación, ya que se introducen como
decisiones ya tomadas por sus propietarios.
Este enfoque es posible porque en general son plantas pequeñas, que son absorbidas
rápidamente por el crecimiento del sistema. Conforme se integran estas plantas, los
planes de los proyectos del ICE son ajustados gradualmente, sin afectar el planeamiento
general de largo plazo.
Las plantas genéricas que aparecen en el plan de expansión sirven para tomar en cuenta
la posibilidad de estos proyectos.
La mención de proyectos de terceros en el PEG es meramente informativa para los
propósitos arriba indicados y no implica ningún juicio o valoración de parte del ICE, ni
otorga ningún tipo de derecho o prioridad.
10.7.1
Proyectos de empresas distribuidoras
Varias empresas distribuidoras cuentan con estudios para desarrollar proyectos de
generación. La producción de estos proyectos se usará para atender parcialmente la
demanda de sus áreas de concesión. Entre los planes figuran plantas hidroeléctricas,
eólicas, solares y de generación con desechos sólidos municipales.
El marco legal existente procura estimular que las empresas distribuidoras inviertan en
nueva capacidad de generación para atender la demanda de sus clientes. También facilita
la obtención de las concesiones de agua para los aprovechamientos hidroeléctricos.
En abril del 2012, seis de las ocho empresas distribuidoras del país tenían identificados
los proyectos34 mostrados en la Tabla 10-6.
34
Información proporcionada por las empresas distribuidoras en abril 2013. Coopeguanacaste
actualizó la información en diciembre del 2013 y consignó que Bijagua está en construcción.
77
Tabla 10-6 Lista parcial de proyectos de generación de empresas distribuidoras
Proyecto
Empresa
Fuente MW Entrada en
Estado Actual
Operación
Proyectada
San Buenaventura
Balsa Inferior
Anonos
Brasil 2
Ampliación Nuestro Amo
Ciruelas
Biomasa
Cacao
Río Naranjo
Bijagua
Belén
Huacas
Biotérmico
San Vicente
Geotermico Baja Entalpía
Futuro
Toro Amarillo 1
Chocoflorencia
Toro Amarillo 2
San Joaquín-Los Santos
Don Quijote
Tacares
Cacao
Los Negros 2
Ampliación Birrís
Ampliación Barro Morado
Torito 2
Los Santos ampliación
Llano Bonito
Piedras
Río Blanco
Volcán-La Virgen
CNFL
CNFL
CNFL
CNFL
CNFL
CNFL
CoopeGuanacaste
CoopeGuanacaste
CoopeGuanacaste
CoopeGuanacaste
CoopeGuanacaste
CoopeGuanacaste
Coopelesca
Coopelesca
Coopelesca
Coopelesca
Coopelesca
Coopelesca
Coopelesca
CoopeSantos
ESPH
ESPH
ESPH
ESPH
JASEC
JASEC
JASEC
CoopeSantos
CoopeSantos
ESPH
ESPH
ESPH
Eólico
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Biomasa
Eólico
Eólico
Hidro
Solar
Solar
Biomasa
Eólico
Geot
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Eólico
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Eólico
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
8.5
37.5
3.6
27.5
12.6
1.1
8.0
20.0
6.0
17.5
5.0
5.0
8.0
20.0
10.0
9.5
8.0
60.0
12.0
29.3
12.0
7
2.0
27.0
9.0
3.0
60.0
7.0
0.5
6.0
14.0
27.0
may-16
dic-13
abr-16
mar-17
jun-17
jun-17
ago-15
ago-15
oct-15
ago-15
dic-14
dic-14
ene-16
ene-17
ene-18
ene-15
ene-17
ene-18
ene-19
jun-16
dic-17
jul-13
oct-15
may-17
ene-16
ene-17
ene-17
Por definir
Por definir
Por definir
Por definir
Por definir
Licitación
Construcción
Licitación
Factibilidad
Factibilidad
Factibilidad
Factibilidad
Factibilidad
Factibilidad
Diseño
Factibilidad
Factibilidad
Prefactibilidad
Prefactibilidad
Perfíl
Factibilidad
Prefactibilidad
Prefactibilidad
Perfíl
Factibilidad
Prefactibilidad
Construcción
En negociación compra
Diseño
Factibilidad
Factibilidad
Factibilidad
Prefactibilidad
Prefactibilidad
Prefactibilidad
Factibilidad
Identificación
Los proyectos propiedad de las empresas distribuidoras totalizan 484 MW. Los que tienen
fecha de entrada proyectada suman 429 MW, de los cuales 327 MW son hidroeléctricos,
67 MW eólicos, 16 MW de desechos sólidos municipales, 10 MW geotérmicos y 10 MW
solares. La distribución en el tiempo de esta intención de agregar capacidad se muestra
en la Figura 10-6.
78
Proyectos de empresas distribuidoras
450
MW acumulados
400
350
300
Solar
250
Geot
200
Biomasa
150
Eólico
100
Hidro
50
0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Por
definir
Figura 10-6 Potencia de los proyectos de generación de empresas distribuidoras
10.7.2
Proyectos de generadores independientes
Los generadores independientes de energía pueden desarrollar nuevos proyectos
renovables para el sistema eléctrico, a través de los mecanismos de la ley de generación
paralela35. En el registro de elegibilidades hay cerca de 1 250 MW de nuevos proyectos,
de los cuales 930 MW tienen elegibilidades vigentes36.
En el ámbito de proyectos renovables de menos de 20 MW ha habido manifestaciones de
interés para el desarrollo de plantas hidro y eólicas. Adicionalmente, de acuerdo con la
política energética del ICE, es de esperar que se logre estimular una mayor participación
de la generación con biomasa de los ingenios azucareros. También existen iniciativas
privadas preliminares para generar electricidad a partir de desechos sólidos municipales y
de residuos agrícolas.
La participación total de generadores independientes está limitada por la legislación a un
30% de la capacidad instalada del sistema.
Actualmente queda un espacio reducido para incorporar más generación privada, de
aproximadamente 70 MW. Se prevé que esta capacidad será llenada principalmente con
hidroeléctricas y eólicas, más una pequeña capacidad solar y de biomasa. La generación
con desechos sólidos municipales (DSM) no se toma en cuenta en los límites de
capacidad de la Ley 7200.
10.7.3
Representación genérica de proyectos renovables
La presente revisión del PEG se centra en la definición de las grandes decisiones de
expansión. No busca determinar con precisión las características de cada uno de los
proyectos, tarea que se deja para estudios posteriores basados en los lineamientos del
PEG.
Como ya se explicó en las secciones 7.5 Participación de las diferentes fuentes
renovables y 10.5.4 Nuevas fuentes no convencionales fuera del plan, el universo de
35
36
Ley No.7200 que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela.
A mayo del 2013.
79
fuentes renovables en proyectos de pequeña magnitud se representa usando los
proyectos hidros, eólicos y geotérmicos que aparecen en la lista de proyectos candidatos
de la Tabla 10-3.
Sin embargo, en las tablas de presentación de los resultados finales se han renombrado
todos los proyectos hidro a filo de agua y los eólicos bajo el nombre genérico de proyecto
renovable (abreviado renov). Esta sustitución facilita mantener presente que el PEG solo
hace una valoración genérica de los proyectos renovables menores, y que la
determinación específica de ellos se debe hacer en estudios diseñados para ese
propósito.
80
81
11 METODOLOGIA PARA ESTABLECER EL PLAN
El propósito del PEG es señalar las posibles acciones para atender en forma óptima las
necesidades futuras de energía eléctrica.
En la presente revisión del PEG se introduce por primera vez el concepto de rutas de
expansión y de soluciones óptimas por etapas.
Dado que las condiciones futuras son inciertas, el PEG debe dar respuestas satisfactorias
y robustas para los diferentes escenarios de demanda y de disponibilidad de recursos
energéticos. Esto implica que las grandes decisiones y los proyectos inmediatos
impostergables deben ser escogidos y ejecutados, mientras que otra parte del plan es de
referencia y puede cambiar significativamente en función de la evolución de las
condiciones futuras.
La parte de decisiones firmes está integrada por los proyectos actualmente en ejecución,
más aquellos otros proyectos o programas que deben ser iniciados inmediatamente para
disponer de ellos en el corto plazo. También incluye los proyectos grandes o estratégicos
que son necesarios para la satisfacción de las políticas energéticas y que afectan
grandemente las características del PEG.
La parte de referencia está compuesta por los proyectos cuya decisión de ejecución no es
crítica y puede ser pospuesta para futuras revisiones. La programación de estos
proyectos es flexible, y permite ajustar el PEG sin cambiar sus partes críticas, según
vayan evolucionando los escenarios de demanda y de disponibilidad de recursos
energéticos.
Estas dos partes del plan se traslapan con los horizontes temporales descritos en la
sección 9.2 Horizonte de planeamiento. La parte de decisiones firmes abarca la
totalidad de proyectos del horizonte de corto plazo y algunos del horizonte medio. La parte
de referencia comprende los restantes proyectos del mediano plazo y a todos los
proyectos del largo plazo.
La metodología aquí empleada permite establecer un plan de largo plazo, focalizado en
las decisiones críticas y estratégicas de la expansión de la generación. Se basa en los
conceptos de rutas de expansión y de búsqueda de soluciones óptimas por etapas.
11.1 Importancia de las rutas de expansión
En el caso de los proyectos candidatos más grandes e importantes del plan, se debe
determinar si forman parte de las soluciones óptimas, y cuál es su fecha de entrada
deseable. Por su tamaño y largos períodos de maduración, estos proyectos, una vez
decidida su ejecución, tienen muy poco margen para ajustarse a cambios en la demanda.
Por tal motivo, los planes que los incluyen deben demostrar ser robustos ante cualquiera
de los escenarios de crecimiento considerados. Los planes deben poder ajustarse
adelantando o atrasando otros proyectos con tiempos de implementación menores.
Las decisiones sobre los grandes proyectos quedan establecidas en lo que en este
estudio se denominan rutas de expansión. Las rutas fijan los proyectos importantes y
82
dejan libres los proyectos menores, con los cuales siempre existe la posibilidad de ajustar
el plan en revisiones futuras.
Los proyectos menores y de rápida implementación no requieren ser identificados
individualmente en las rutas de expansión, porque siempre se podrá ajustar el programa
oportunamente conforme se hacen revisiones periódicas del PEG, ya sea cambiando los
cronogramas o la lista de proyectos a desarrollar.
Las rutas de expansión fijan las decisiones que se han de tomar para atender la demanda
en el mediano y largo plazo, y determinan las características fundamentales del PEG.
11.2 Proceso progresivo por etapas
El proceso de toma de decisiones para conformar el PEG se realiza por etapas
progresivas
En la primera etapa, se genera un plan de mínimo costo de largo plazo para cada una de
las diferentes condiciones de demanda y de disponibilidad de proyectos candidatos. De
los planes obtenidos, se busca el conjunto de proyectos cuya decisión de inicio deba
tomarse a corto plazo. De estos proyectos, se escogen aquellos que forman parte del plan
de mínimo costo o que están cercanos a él en la mayoría de los casos. Estos proyectos
se fijan en el PEG y se equiparan a decisiones ya tomadas.
En la segunda etapa se parte de un sistema que supone la ejecución de los proyectos
decididos en la primera etapa y se repite el procedimiento para escoger los proyectos de
la segunda etapa. Este ciclo se repite hasta que la fecha de decisión de la ejecución de
los siguientes proyectos pueda ser postergada a un futuro intermedio, sin comprometer la
seguridad del abastecimiento o la satisfacción de las políticas energéticas.
83
12 REVISION DEL CORTO PLAZO
En el corto plazo se hacen dos tipos de análisis. El primero es una revisión de las
decisiones de expansión ya tomadas en planes anteriores, para verificar que los efectos
combinados de cambios de programación y de variaciones en las estimaciones de
demanda quedan satisfactoriamente cubiertos por el plan de obras bajo ejecución.
El segundo análisis lo que determina es cuál es la siguiente inversión en nueva capacidad
y cuál es la holgura de tiempo para tomar la decisión.
12.1 Revisión del plan de obras en ejecución
El propósito de la revisión de corto plazo es verificar la robustez del plan ante atrasos y
escenarios de demanda críticos. El período de corto plazo revisado cubre del 2014 al
2017, donde la mayor parte de las obras fueron decididas en planes de expansión
anteriores y muchas de ellas se encuentran en etapas de ejecución.
La revisión consiste en simular la operación del corto plazo usando la proyección de
demanda media-modificada y verificar el cumplimiento de los criterios de confiabilidad.
Esta revisión puntual se hace modelando la indisponibilidad del parque existente,
considerando los programas mayores de mantenimiento y modernización de centrales.
La revisión del corto plazo es la primera de las etapas progresivas en el proceso de
definición del nuevo plan de expansión.
12.1.1
Mantenimientos, modernizaciones y retiros
Se modelaron los mantenimientos mayores y las indisponibilidades previstas por los
trabajos de modernización y ampliación de centrales existentes. También se eliminó la
capacidad de plantas que son retiradas por obsolescencia.
12.1.1.1
Mantenimientos mayores
Los mantenimientos mayores que se modelaron afectan el año 2014 en las siguientes
plantas:
Tabla 12-1 Mantenimientos mayores del 2014
Planta
Garita
Ventanas-Garita
Angostura
Peñas Blancas
Sandillal
Unidad en mantenimiento
1
4
3
1
2
Período indisponible del 2014
abr-may
feb-mar
ene-abr
feb-abr
oct-dic
No se modelaron mantenimientos específicos para los demás años, donde se usó una
indisponibilidad promedio.
12.1.1.2
84
Ampliaciones y modernizaciones
Ampliación Cachí
La parada de Cachí para completar la ampliación denominada Cachí 2, se modeló
suponiendo que la planta deja de operar a mediados de junio, para lo cual se le da una
indisponibilidad del 50% en junio y se retira en julio del 2014. Cachí 2 se supone entrando
en operación en noviembre del 2014. La indisponibilidad de Cachí se aplica también a La
Joya.
Modernización Río Macho
Se modela con la unidad 3 fuera de operación de enero a marzo 2014, unidad 4 fuera de
enero a julio 2014 y la unidad 5 indisponible de noviembre a febrero 2015. En marzo del
2015 opera plenamente la modernización, denominada Río Macho 2.
Construcción de Torito
La interconexión de Torito al canal de descarga de Angostura supone la indisponibilidad
total de Angostura en noviembre-diciembre del 2014.
La Perla
La parada que deba hacer La Joya por la ampliación denominada La Perla o La Joya2, se
supone que se acomoda durante la indisponibilidad por la ampliación de Cachí 2, de julio
a octubre del 2014.
12.1.1.3
Retiros
En el período de corto plazo se modeló el retiro de Colima en diciembre del 2013 y Moín 1
en junio del 2017.
12.1.2
Caso Base
Se usó como caso base del corto plazo la programación de obras del 2014 al 2017 de la
Tabla 12-1.
85
Tabla 12-2 Plan de expansión de corto plazo
Año
2014
2015
2016
2017
Mes
7
11
1
2
3
3
3
1
1
1
1
1
1
5
10
1
1
1
1
6
Proyecto
Cachí(-)
Cachí 2
Chucás
Torito
Anonos
Río Macho(-)
Río Macho 2
Capulín
La Joya 2
La Joya(-)
Chiripa
Orosí
Reventazón
Eólico Cap1 Conc 2
Hidro Cap1 Conc 1
Hidro Cap1 Conc 2
Moín 1(-)
MW
-105
158
50
50
4
-120
140
49
64
-50
50
50
50
292
14
50
20
37
50
-20
El signo negativo en la potencia significa un retiro. Los nombres “Eólico Cap1 Conc1a”,
“Eólico Cap1 Conc1b” e “Hidro Cap1 Conc1” se refieren a los proyectos adjudicados en el
2013 en el primer concurso bajo el Capítulo 1 de la Ley 7200. Los nombres “Eólico Cap1
Conc2” e “Hidro Cap1 Conc2” se refieren a los posibles proyectos de un segundo
concurso.
12.1.3
Confiabilidad en el corto plazo
El caso base simulado con la demanda media modificada supera holgadamente los
criterios de confiabilidad.
La Figura 12-1 muestra el déficit de energía que se presentó en cada una de las 47 series
hidrológicas simuladas. Se observa que el período más crítico se presenta en abril-mayo
del 2015. En todos los casos se satisfacen los criterios de confiabilidad.
86
80
2% de demanda
70
Déficit (GWh)
60
50
40
30
20
10
ene-18
ene-17
ene-16
ene-15
ene-14
0
Figura 12-1 Déficit de energía según las series hidrológicas simuladas
12.1.3.1
Sensibilidad de eventuales atrasos
Adicionalmente se probaron diferentes combinaciones de atraso de varios proyectos con
los escenarios medio y medio modificado de la demanda y se demostró que el plan de
expansión en el corto plazo es robusto. Por ejemplo, un año de atraso en Chucás, Capulín
y Torito es soportado por el sistema sin afectar la confiabilidad, aunque los costos
operativos se elevan drásticamente.
De los estudios realizados para la ampliación Cachí37 se encontró que el momento y la
duración de la indisponibilidad de Cachí en el 2014 influyen fuertemente en la probabilidad
de déficit en el verano del 2015.
12.2 Siguientes adiciones al plan de expansión
La elaboración del PEG, luego de verificar su robustez en el corto plazo, requiere la
determinación de la siguiente adición de capacidad.
La revisión del corto plazo mostró que las obras actualmente en ejecución, en
construcción o próximas a ser adjudicadas, son suficientes para atender la demanda
prevista hasta el 2017. Para determinar la siguiente adición de capacidad de generación
se estudió el período 2018-2022.
Se corrió una cantidad importante de planes con diferentes premisas, y se encontró que la
siguiente expansión del sistema se requiere, según el escenario de demanda utilizado, en
las fechas y con la potencia que se indican en la Tabla 12-3.
37
Evaluación de opciones para reducir el impacto temporal de la construcción de la ampliación de
Cachí. CENPE. Agosto 2013
87
Tabla 12-3 Necesidad de nueva capacidad en el corto plazo
SIGUIENTE ADICION DE CAPACIDAD
Escenario demanda
Bajo
Medio
Alto
Año siguiente adición
2022
2020
2018
Potencia MW
55
31
50
Los proyectos que aparecieron con mayor frecuencia en la serie de planes estudiados
fueron el cierre de ciclo de las turbinas de Moín (CCMoín) y la segunda etapa del campo
geotérmico Pailas (Pailas 2).
De un estudio comparativo entre estos proyectos, que abarcó los tres escenarios de
demanda, se estableció que la mejor opción era Pailas 2 en el 2019.
Las plantas que entrarán en el período 2018-2019 deben ser programadas desde ahora
para disponer de ellas oportunamente, y deben ser suficientes para cubrir un escenario
alto de demanda, ya que una instalación menor no podría ser ajustada a tiempo en caso
de ser necesario. Para superar los criterios de confiabilidad ante un escenario alto de
demanda, es necesario desarrollar en el 2018 un proyecto renovable, de una capacidad
equivalente a 50 MW hidroeléctricos.
El plan de expansión de corto plazo resultante se muestra en la Tabla 12-4.
88
Tabla 12-4 Plan de expansión del corto plazo
Año
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION
OFERTA
Mes
Proyecto
Fuente Potencia Instalación
MW
MW
Capacidad Instalada al 2012:
2 682
7 Tacares
Hidro
7
2 689
12 Balsa Inferior
Hidro
38
2 727
9 Cachí
Hidro
-105
2 622
11 Cachí 2
Hidro
158
2 780
1 Chucás
Hidro
50
2 830
2 Torito
Hidro
50
2 880
3 Anonos
Hidro
4
2 883
3 Río Macho
Hidro
-120
2 763
3 Río Macho 2
Hidro
140
2 903
7 Chiripa
Eólic
50
2 953
1 Capulín
Hidro
49
3 002
1 La Joya
Hidro
-50
2 952
1 La Joya 2
Hidro
64
3 016
Eólic
50
3 066
1 Orosí
Eólic
50
3 116
5 Reventazón
Hidro
292
3 408
10 Reventazón Minicentral Hidro
14
3 422
Eólic
50
3 472
Eólic
20
3 492
1 Hidro Cap1 Conc 1
Hidro
37
3 529
1 Hidro Cap1 Conc 2
Hidro
50
3 579
6 Moín 1
Térm
-20
3 559
1 Hidro Genérica
Hidro
50
3 609
1 Pailas 2
Geot
55
3 664
Nota: el signo negativo en la potencia de un proyecto significa su retiro, ya sea temporal por
modernizaciones o permanente por obsolescencia.
12.3 Cancelación de la programación del CCMoín
El Ciclo Combinado Moín, que consiste en el cierre del ciclo de las unidades existentes de
Moín, formaba parte de los planes de expansión anteriores.
Originalmente previsto para entrar en el 2015, fue posible posponerlo gracias a la
reducción de las nuevas proyecciones de demanda. Al resultar más atractivo Pailas 2 que
el CCMoín, la necesidad de este proyecto se aleja todavía más en el tiempo. Esta
condición le resta interés, puesto que las turbinas existentes serán cada vez más viejas y
la eficiencia económica del proyecto al montar el cierre del ciclo sobre equipo más
desgastado se reduce.
Por esta razón, y por la posibilidad de introducir gas natural licuado en máquinas más
grandes y eficientes, tal como se discute en posteriores secciones, se ha descartado
continuar con el proyecto CCMoín.
89
13 RUTAS DE EXPANSION
Habiendo revisado y definido el plan de expansión en el corto plazo hasta el año 2019, se
procede a esbozar las posibles rutas de expansión para el sistema eléctrico.
En la presente revisión del plan de expansión se evalúa la bondad del proyecto
hidroeléctrico Diquís y la introducción de gas natural licuado (GNL) para generación
termoeléctrica. Ambos han demostrado ser muy atractivos, puesto que aparecen como
óptimos en varios de los planes de expansión analizados.
Estos proyectos, por su gran escala y largo período de implementación, impactan el resto
del plan de expansión y requieren un tratamiento especial a través del manejo de rutas de
expansión.
La decisión de hacer uno o el otro, más la opción de decidir no hacer ninguno de los dos,
configuran las tres grandes rutas para la expansión futura del sistema de generación.
 Ruta 0 – Desarrollo sin Diquís y sin GNL:
Esta ruta supone que el país puede llenar sus necesidades energéticas de la década
entrante sin recurrir a Diquís o al GNL.
Se basa en el desarrollo de una gran cantidad de proyectos renovables menores, sin
capacidad de regulación significativa. No precisa identificar cada uno de ellos, porque
la hipótesis subyacente es que los proyectos son similares entre ellos, tanto en
características técnicas como en costos.
 Ruta 1 – Desarrollo de Diquís:
En esta ruta se decide ejecutar Diquís, una vez que obtenga la viabilidad social y los
permisos ambientales que corresponden.
 Ruta 2 – Introducción del GNL:
En esta ruta se introduce el GNL para el sector eléctrico. Requiere un cambio de
política energética y ambiental, puesto que es un combustible fósil importado.
Los planes resultantes de la optimización de cada una de las rutas se muestran en la
Tabla 13-1.
En el Anexo 7 aparecen los planes para el escenario de demanda media, con el detalle de
los proyectos hidro y eólicos que se simularon y cubriendo el período 2014-2035.
90
Tabla 13-1 Planes y rutas de expansión
Ruta 0
Año
Demanda Baja
2020
Ruta 1
Sin Diquís y Sin GNL
Demanda Media
Damanda Alta
Renov 200 MW
Demanda Baja
2021 Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW
Renov 150 MW
Renov 50 MW
2022 Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW
Borinquen 1
2023 Renov 50 MW
Borinquen 1
Renov 400 MW
Renov 50 MW
Renov 150 MW
2024 Renov 50 MW
Borinquen 2
Borinquen 2
2025 Borinquen 1
Renov 600 MW
Geotérm 275 MW Diquís
Diquís fijo 2025
Demanda Media
Ruta 2
Damanda Alta
Renov 200 MW
Damanda Alta
Renov 150 MW
Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW
Borinquen 1
Renov 150 MW
Borinquen 2
Diquís
Borinquen 1
Renov 450 MW
Renov 50 MW
Borinquen 2
Diquís
Renov 100 MW
Borinquen 1
Renov 100 MW
Borinquen 2
Renov 50 MW
Borinquen 1
Renov 400 MW
Borinquen 2
CCGNL 300 MW CCGNL 300 MW CCGNL 300 MW
Turbina 80 MW(-) Turbina 80 MW(-) Turbina 80 MW(-)
Turbina 80 MW(-) Turbina 80 MW(-) Turbina 80 MW(-)
Renov 50 MW
Geotérm 55 MW
2027 Geotérm 110 MW Geotérm 55 MW
2028 Renov 100
Geotérm 55 MW
GNL fijo 2025
Demanda Media
Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW Turbina 80 MW
Renov 150 MW
Renov 50 MW
Renov 50 MW
Borinquen 2
2026
Demanda Baja
Geotérm 55 MW
Renov 100 MW
Geotérm 220 MW Renov 300 MW
Renov 50 MW
Turbina Proy 3
Renov 50 MW
Renov 50 MW
Inv
Oper
Falla
3 025
395
2
3 488
575
15
4 152
601
24
3 226
327
1
3 569
504
9
4 180
598
19
Total
3 422
4 078
4 777
3 554
4 081
4 797
Borinquen 1
Borinquen 2
Renov 50 MW
3 022
405
3
3 431
Renov 100 MW
Geotérm 55 MW
Geotérm 110 MW Renov 150 MW
Geotérm 110 MW
CCGNL 300 MW Geotérm 55 MW
Geotérm 55 MW
Renov 50 MW
Geotérm 110 MW
Renov 150 MW
3 457
570
16
4 190
611
23
4 043
4 824
91
13.1 Observaciones sobre las rutas
13.1.1
Respaldo térmico 2021-2022
Se determinó que entre el 2018 y el 2025 es necesario ajustar la capacidad de respaldo
térmico, debido al crecimiento del sistema basado en fuentes renovables. La magnitud y la
fecha de este complemento dependen del escenario de la demanda y de la ruta de
expansión.
Sin embargo, la principal razón para programar la adición térmica del 2021-2022 es la
preparación para la introducción del GNL en el país. Esta opción requiere la instalación de
una nueva central termoeléctrica, con capacidad para ser convertida rápidamente a GN y
que albergue eventualmente los sistemas de descarga y almacenamiento del GNL.
Como la introducción del GNL sirve de plan alternativo para cualquiera de las rutas de
desarrollo, la especificación del respaldo térmico 2021-2022 es la misma para las tres rutas
de expansión.
13.1.2
Proyectos geotérmicos
Los proyectos geotérmicos son muy atractivos para formar parte del plan de expansión. Los
proyectos identificados actualmente, Pailas 2, Borinquen 1 y Borinquen 2, de 55 MW cada
uno, aparecen en todos los planes óptimos de las tres rutas.
El requerimiento de otros proyectos geotérmicos genéricos adicionales alcanza hasta 330
MW en la Ruta 0.
La viabilidad de poder desarrollar 330 MW en proyectos geotérmicos nuevos antes del 2028
es reducida si no se llega a un acuerdo con respecto al recuros dentro de parques
nacionales.
13.1.3
Otros proyectos renovables genéricos
En todas las rutas se ha supuesto que existen abundantes proyectos renovables genéricos
para atender la demanda en el período de estudio. Actualmente esos proyectos no están
identificados. Es posible suponer que se tratará principalmente de desarrollos de mediano
tamaño o menores, basados en diferentes fuentes renovables.
La cantidad de proyectos genéricos requeridos en las rutas 1 y 2 para los escenarios de
demanda baja y media no plantea mayor reto, no así la Ruta 0, que al no disponer ni de
Diquís ni del GNL, depende exclusivamente de la existencia abundante de proyectos
renovables genéricos y de bajo costo.
13.1.4
92
Exclusión mutua Diquís-GNL
La decisión de desarrollar Diquís en la Ruta 1 hace poco atractiva económicamente la
introducción del GNL antes del 2028. En forma similar, la decisión de ejecutar el proyecto de
GNL dentro de la Ruta 2 hace inviable económicamente a Diquís. Solamente en los
escenarios de alta demanda la coexistencia de ambos proyectos es marginalmente posible
antes del 2028.
13.2 Costo comparativo de las rutas
El costo total del sistema (inversión, operación y costo de falla) fue calculado para cada uno
de los planes en las tres rutas, y se resumen en la Tabla 13-2.
Tabla 13-2 Resumen del costo de las rutas
Valor presente del costo del plan
mill USD
Escenario de demanda
Ruta0
Ruta1
Inv
Demanda Oper
Baja
Falla
Total
Inv
Demanda Oper
Media Falla
Total
Inv
Demanda Oper
Alta
Falla
Total
Ruta2
sin Diquís, sin GNL
Diquís 2025
GNL 2025
3 025
3 226
3 022
395
327
405
2
1
3
3 422
3 554
3 431
3 488
3 569
3 457
575
504
570
15
9
16
4 078
4 081
4 043
4 152
4 180
4 190
601
598
611
24
19
23
4 777
4 797
4 824
La diferencia de costo de las rutas es muy pequeña y no es un criterio que permita por sí
solo escoger una ruta sobre la otra.
Se debe observar que la Ruta 0 está basada en proyectos renovables con alta variabilidad
de producción, como fuentes eólicas e hidros a filo de agua. Posiblemente esta ruta sufra un
déficit de almacenamiento y capacidad de regulación, que tendría que ser corregido
haciendo inversiones adicionales que no están contempladas en el presente análisis.
13.3 Desempeño en Centro América
Para revisar el desempeño de las rutas de expansión en el sistema integrado se hicieron
simulaciones dentro de la región centroamericana, suponiendo el escenario medio de
demanda. Se debe notar que los resultados de estas simulaciones son muy sensibles a los
supuestos que se adopten para definir el futuro entorno centroamericano. El desempeño
93
relativo de las rutas cambia según se suponga mayor o menor capacidad instalada en la
región o el tipo de combustibles disponibles en otros países.
Se optó por evaluar las rutas suponiendo un entorno con holgura regional, para crear una
condición conservadora hacia las exportaciones y que limita la valorización de excedentes.
Esta evaluación es particularmente dura con las rutas 1 y 2, donde la instalación de grandes
proyectos provoca una capacidad ociosa durante algunos años. También se supuso la
disponibilidad de carbón y gas natural en los países de la región.
Para construir el entorno de referencia regional, se optimizó un plan donde el sistema de
Costa Rica no absorbe ni entrega energía. Fue necesario definir este plan utilizando la base
de datos del Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR). Por sus
características especiales, no corresponde a los escenarios del GTPIR ni a los planes
nacionales de cada país.
El plan de expansión resultante sin Costa Rica se muestra en la Tabla 13-3, donde se indica
el nombre de los proyectos y su potencia en MW.
Tabla 13-3 Plan de expansión usado en la evaluación de las rutas
Plan de Referencia de Centroamérica
Año
GU
2014 Cristóbal
19 Solar
2015 Calderas a-b
Jaguar
Tecuamburro
2016 Hidro Priv-1
33
300
44
125
ES
2017 Hidro Peq Priv-2 45
2018 Hidro Priv-2
105
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025 Serchil
2026
2027
2028
HO
14 Biomasa
Lic Hidro
Eol San Marcos
Lic Hidro
Geo Platanares
Eol Chinchayote
Berlín
5 Carbón Cessa
Ampl 5 Nov
80 Carbón Vetassa
Patuca 3
Lic Hidro
San Vicente
40 Cangrejal
Eol Metapán
42
Chaparral
66
Chinameca
52 Tornillito
Ampl C. Grande 86 Lic Geo
Llanitos
38
150
50
42
12
45
150
60
100
70
40
NI
Larreynaga
Pantasma
Eol Riva
MMV abcd
Casur
Eólico
Geo
Montelimar
160 Tumarín
23 Piedra Puril
98
Boboké
Carbón
150
Carbón
500
150
145
Carbón
Patuca 2A
17
12
40
140
24
20
35
30
PA
Hidros Varias 300
Eólicos Varios 222
Hidros Varias
115
Hidros Varias
144
Carbón
GNL
200
500
253
15
GN-BLM
GN-TColón
Hidros Varias
70 Chan II
Hidro
Hidro
Geos
100
Salto YY
Hidro
25 Eólicos
Geos
95
160
150
7
214
30
18
30
106
150
Para evaluar el desempeño de las rutas, se supuso que el plan regional está fijo, y que solo
el plan de Costa Rica se ajusta. En el plan de Costa Rica están fijas las turbinas del 20212022 en todos los casos, más Diquís o el GNL, según sea la ruta.
94
En la etapa de ajuste de las inversiones del plan se limitó el intercambio máximo a 30 MW
por frontera, mientras que en la etapa de simulación de la operación se usó una capacidad
de 300 MW, con el fin limitar la dependencia energética entre sistemas y al mismo tiempo
permitir los intercambios.
Los planes resultantes para cada ruta en este escenario de Centro América se muestran en
la Tabla 13-4, expresados en millones de USD en valor presente para el período 2014-2028.
Tabla 13-4 Planes y rutas de expansión integradas con Centro América
Año
2020
2021
2022
Ruta 0
Ruta 1
Ruta 2
sinDiquís/sinGNL
Diquís 2025
GNL 2025
Turbina 80 MW
Turbina 80 MW
Turbina 80 MW
Turbina 80 MW
Turbina 80 MW
Turbina 80 MW
Renov 100 MW
Renov 150 MW
Brujo 2
Renov 150 MW
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Inv
Oper
Falla
Intercambio
Total
Renov 50 MW
Borinquen 1
Borinquen 2
Renov 50 MW
Renov 50 MW
Borinquen 1
Diquís
CCGNL 300 MW
Turbina 80 MW(-)
Turbina 80 MW(-)
Geot 165 MW
Renov 100 MW
RC-500
3 267
110
0
-36
3 493
100
0
-74
3 341
3 519
CCGNL 300 MW
Renov 100 MW
3 359
239
0
-137
3 461
El costo de cada ruta incluye el costo neto de los intercambios (positivo corresponde a un
egreso neto por importaciones y negativo por ingresos netos por exportaciones).
En la Tabla 13-5 se comparan los costos de las rutas calculadas para el sistema aislado y
este sistema regional holgado.
Tabla 13-5 Resumen de los costos de expansión aislados e integrados
COSTO DE LOS PLANES DE EXPANSION PARA EL SISTEMA COSTA RICA 2014-2028
millUSD
Optimizado y operado aislado
Optimizado y operado en CA
Ruta0
Ruta1
Ruta2
Ruta0
Ruta1
Ruta2
Inversión
3 488
3 569
3 457
3 267
3 493
3 359
Comb+Var
575
504
570
110
100
239
Falla
15
9
16
0
0
0
Intercambio
0
0
0
-36
-74
-137
Total
4 078
4 081
4 043
3 341
3 519
3 461
Como es de esperar, la Ruta 0 es la que mejor se acomoda al escenario de Centro América,
ya que al haber escogido un plan holgado en la región, no se valorizan las posibles
exportaciones de las rutas 1 y 2.
95
13.4 Desempeño de las emisiones unitarias
Cada ruta determina un grado de utilización de los recursos renovables y de los combustibles
fósiles.
Las rutas 0 y 1 se basan en fuentes renovables. No obstante, la Ruta 0, que no dispone de
los beneficios de la regulación del embalse Diquís, debe recurrir más al complemento
térmico.
La Ruta 2 plantea un cambio en el papel del térmico, que pasa de ser de respaldo a
generación de base.
En las siguientes figuras se muestra la generación térmica esperada para cada ruta con el
escenario medio de demanda38.
Generación térmica por tecnología
800
700
600
GWh
500
Diésel
400
Búnker
300
GNL
200
100
( años sin simular)
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
Figura 13-1 Ruta 0 Generación térmica esperada
800
700
600
GWh
500
Diésel
400
Búnker
300
GNL
200
100
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
38
Las rutas 1 y 2 fueron simuladas en el período completo 2014-2035. La Ruta 0 fue simulada hasta el
año 2028.
96
3 000
2 500
GWh
2 000
Diésel
1 500
Búnker
1 000
GNL
500
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
Las emisiones equivalentes de gases de efecto invernadero se estiman aplicando índices de
emisiones a cada una de las tecnologías que componen la ruta de expansión. Al dividir la
cantidad de emisiones entre la generación total se obtiene el índice de emisiones unitarias
del sistema. En la Figura 13-4 se comparan los índices de las rutas para el período 20142028.
Emisiones Unitarias
70
tonCO2/GWh
60
50
40
Ruta0
30
Ruta1
20
Ruta2
10
2028
2027
2026
2024
2025
2023
2022
2020
2021
2019
2018
2016
2017
2014
2015
0
Figura 13-4 Emisiones unitarias por ruta de expansión
13.5 Flujos de caja y endeudamiento
Se comparan en forma relativa los flujos de caja y los niveles de endeudamiento que
provocan cada una de las rutas. El interés es visualizar, cualitativamente, las diferencias
esperables debidas a la escogencia de cada ruta.
Debido al carácter de prospección general del presente análisis, se recurre a grandes
simplificaciones para facilitar el estudio y la interpretación de los resultados. Todas las
plantas, existentes o futuras, se trataron bajo los mismos supuestos. En todos los casos se
supuso un financiamiento del 70% de la inversión, a 17 años plazo, con un año de gracia y
con una tasa del 8% anual. Los intereses durante la construcción se supusieron financiados
97
dentro del crédito. Se supuso que todas las plantas son de un mismo propietario (“el sistema
de generación”).
El flujo de caja anual se calculó como la suma de los aportes propios de capital,
amortizaciones, intereses y costos anuales operativos. Esta cifra se divide entre la energía
anual generada para obtener el índice de comparación entre las tres rutas. Como es un
índice simplificado que no mide el flujo contable de caja, se han omitido las cifras y las
unidades en la Figura 13-5, se lo que interesa mostrar es el comportamiento anual relativo de
los tres índices así calculados. La Ruta 0 se simuló hasta el año 2026.
Flujo de Caja / kWh
Ruta0
Ruta1
2029
2030
2028
2026
2027
2025
2023
2024
2022
2020
2021
2018
2019
2016
2017
2014
2015
Ruta2
Figura 13-5 Evolución del índice del flujo de caja por unidad generada
El endeudamiento se divide entre el valor de los activos para obtener un índice de
deuda/activo. El valor del activo es el costo de inversión depreciado linealmente sin valor de
rescate al final de la vida útil de la planta. Como esta razón es una simplificación que no
guarda relación con valores contables, se han omitido las cifras en la Figura 13-6, cuyo
propósito es solo mostrar la evolución relativa de las rutas. La Ruta 0 se simuló hasta el
2026.
Deuda / Activos
Ruta0
Ruta1
2030
2028
2029
2027
2025
2026
2023
2024
2022
2021
2019
2020
2018
2017
2015
2016
2014
Ruta2
Figura 13-6 Evolución del índice del endeudamiento por unidad de activo
98
13.6 Necesidad estratégica de una adición térmica
En las tres rutas de expansión evaluadas bajo la presente revisión del Plan de Expansión
aparece la necesidad de adicionar nueva capacidad térmica entre el 2021 y 2022. Estas
plantas se justifican como complemento térmico y como la primera etapa para la introducción
del GNL.
13.6.1
Función de complemento térmico
En el sistema de generación, basado en fuentes renovables, es necesario mantener un
balance de recursos y tecnología, para que la matriz energética sea robusta y al mismo
tiempo económica.
Las fuentes renovables experimentan por naturaleza variaciones fuera del control del
operador del sistema y solo se pueden explotar con ventaja si existe algún complemento
para asegurar la continuidad del servicio aun cuando las fuentes renovables disminuyen. Las
plantas térmicas son las más adecuadas para dar este servicio.
Conforme aumenta la proporción de fuentes con mayor variabilidad e intermitencia, como el
viento y en el futuro el solar, esta dependencia tiende a aumentar significativamente.
No disponer de la adecuada capacidad térmica eleva desmesuradamente los costos de
producción, puesto que habría que realizar el respaldo usando otras tecnologías, que
aunque pueden tener costos operativos bajos, tienen costos de inversión mayores.
13.6.2
Primera etapa del GNL
Las plantas térmicas previstas en todas las rutas de expansión tienen una segunda función
de carácter estratégico.
Las turbinas del período 2021-2022 son la primera etapa de un eventual proyecto de
introducción de gas natural en el país.
Dado que la mayor parte de los costos de la cadena de suministro de gas son fijos, la
utilización del GNL solo será rentable si existe desde el principio una demanda térmica
importante. Mientras el sistema no aumente su capacidad térmica y dependa exclusivamente
de renovables, las necesidades térmicas serán marginales y no justifican el uso del GNL.
El papel de las turbinas como primera etapa del GNL es permitir que parte de la demanda
sea cubierta con combustibles, de tal manera que cuando posteriormente se concluyan las
obras de GNL, exista una demanda térmica inicial.
El proyecto de GNL, además de ser el elemento central de la Ruta 2, es parte de los planes
alternativos de las rutas 0 y 1, como se explica en la sección 14.2 Planes alternativos. Esta
función estratégica de las turbinas, que permite el aprovechamiento del GNL, está presente
en todas las rutas, ya sea como plan original o como plan alternativo de emergencia.
99
La instalación de las turbinas debe planearse para que en el futuro cercano se pueda cerrar
el ciclo y convertirlas a ciclo combinado. El sitio donde se emplacen debe prever la
instalación de la infraestructura del gas (almacenamiento, regasificación, distribución) y su
conexión con las facilidades portuarias para la importación.
La incorporación del GNL implica un cambio del rol del térmico, que pasaría de ser usado
solamente como respaldo, a ser parte de la generación base del sistema. Esta nueva
condición de operación más intensa, obliga a especificar unidades grandes con muy alta
eficiencia.
100
101
14 SELECCION DE LA RUTA A SEGUIR
La selección de la ruta a seguir se hace a la luz de los resultados obtenidos y de otras
consideraciones estratégicas que se discuten en el presente capítulo.
14.1 Consideraciones adicionales sobre las rutas
14.1.1
Ruta 0 – Sin Diquís y sin GNL
En la Ruta 0 la demanda de energía hasta el 2028 es satisfecha recurriendo a la progresiva
adición de proyectos renovables genéricos que a la fecha no están individualizados. Es
posible prever que se tratará de desarrollos relativamente pequeños o medianos, sin aportes
particularmente importantes en el almacenamiento de energía.
Se debe notar que la falta de almacenamiento y flexibilidad de la mayoría de los proyectos
que conforman la Ruta 0, obligará a incorporar inversiones de compensación, como plantas
de turbo-bombeo, instalación de capacidad redundante, etc. En el presente análisis estos
costos no fueron calculados ni incluidos.
En esta ruta no es crítica la identificación precisa de los proyectos que conforman el plan de
expansión, porque se supone que comparten las mismas características generales de
desempeño y de costo.
La viabilidad de la Ruta 0 depende de la abundante existencia de proyectos genéricos de
bajo costo. En el presente análisis se ha supuesto la disponibilidad de recursos, pero no se
tiene certeza de la posibilidad de su aprovechamiento.
La Ruta 0 no demanda una decisión inmediata sobre Diquís o el GNL. Sin embargo, aunque
los proyectos que la integran son de ejecución relativamente rápida, su gran número sí
obliga a adoptar esta ruta con suficiente anticipación, para implementar las medidas
necesarias para el desarrollo de una gran cantidad de proyectos. Por ejemplo, se debe
establecer qué porción del esfuerzo será realizada por el ICE y cuánto y de qué forma
participarán terceros (generadores privados independientes, empresas distribuidoras). La
capacidad total requerida plantea problemas de financiamiento, capacidad de construcción,
gestión de permisos ambientales, etc., que deben ser solucionados oportunamente.
La Ruta 0 necesita de 800 MW en proyectos genéricos renovables para responder a una
demanda media y de 1 150 MW para atender un escenario de crecimiento alto.
El principal riesgo de esta ruta es que no exista la cantidad de proyectos con los niveles de
costos que se han supuesto. Por su característica, esta ruta puede ser abortada en cualquier
momento, siempre y cuando se pueda desarrollar otra ruta alternativa con suficiente tiempo.
14.1.2
102
Ruta 1 – Diquís en el año 2025
En la Ruta 1 el elemento más importante es la puesta en línea de Diquís en el 2025.
Diquís requiere de dos a cuatro años para completar su viabilidad socioambiental y
estructurar su financiamiento, más seis años para la fase de construcción. Para disponer de
su energía en el 2025 es necesario decidir adoptar la Ruta 1 inmediatamente.
La Ruta 1 implica mantener los trabajos programados para avanzar los diseños y obtener los
permisos ambientales pendientes.
La viabilidad social del proyecto podría desmejorar sensiblemente si la Ruta 1 es pospuesta
para el futuro.
El principal riesgo de Diquís es la complejidad de los temas ambientales y sociales, que
podrían atrasar e incluso detener su desarrollo. Actualmente se está realizando una consulta
indígena y completando los estudios de factibilidad ambiental.
14.1.3
Ruta 2 – GNL en el 2025
En la Ruta 2 se persigue disponer de GNL en el año 2025.
La introducción del GNL se facilita con la instalación previa de nueva capacidad térmica. Esto
se logra con las turbinas previstas en el 2021-2022, que luego son incorporadas en el ciclo
combinado alimentado por el gas natural.
Si no se adopta la Ruta 2, siempre será posible desarrollar el gas natural en el futuro.
El principal riesgo de la Ruta 2 es la complejidad de los contratos de suministro de GNL.
14.2 Planes alternativos
La adopción de una ruta de expansión define el plan de expansión deseable para el mediano
plazo. Sin embargo, es necesario también considerar planes alternativos, en caso que los
proyectos fundamentales de la ruta sufran atrasos o tengan problemas de ejecución.
La Ruta 0 no requiere planes alternativos ejecutados en paralelo. El principal riesgo que
tiene es que no se consigan suficientes proyectos genéricos a un costo atractivo. Este
eventual faltante se manifestaría en forma paulatina, con un costo creciente cada vez que se
agregan nuevos proyectos. Esto hace que no exista un punto de decisión definido para poner
en marcha planes alternativos. En caso de detectarse en futuras revisiones del plan un

Nota aclaratoria posterior a la publicación: a junio del 2014 la consulta indígena para el proyecto
Diquís no se ha iniciado. A esta fecha se está realizando un proceso de análisis y discusión pública
del proyecto y sus implicaciones con las comunidades no indígenas del Área de Influencia Directa y
las instituciones públicas relacionadas, en el marco de preparación del Estudio de Impacto Ambiental
(EsIA).
103
faltante de proyectos, se deberá recurrir a plantas térmicas convencionales mientras se
adopta una solución definitiva usando GNL.
En la Ruta 1 existe un riesgo importante alrededor de Diquís. Por su tamaño, un atraso
importante de Diquís causaría un desbalance significativo en el sistema de generación.
El principal riesgo de Diquís es no obtener oportunamente su viabilidad social. Es necesario
disponer de un plan alternativo que pueda subsanar un eventual faltante de Diquís.
Se ha estimado preliminarmente que si Diquís no logra completar la fase de viabilidad social
y financiera cerca del 2018, deberá suspenderse y adoptarse una nueva ruta de expansión.
Un plan alternativo basado en sustituir Diquís con proyectos genéricos menores requiere que
en los primeros años se corra en forma paralela un proceso de preparación de proyectos, en
áreas como estudios de factibilidad, diseños preliminares, esquemas de financiamiento,
esquemas de contratación de energía, de tal forma que la gran cantidad de pequeños
proyectos que sustituyan a Diquís puedan estar listos oportunamente. El costo de esta fase
preparatoria podría ser significativo. Esquemáticamente este plan alternativo se ilustra en la
Figura 14-1.
Plan
Deseado
Plan
alternativo de
emergencia
usando
renovables
adicionales
Punto de decisión
Figura 14-1 Ruta 1 con plan alternativo usando renovables
Se considera más seguro y atractivo un plan alternativo que introduzca el GNL en caso de
falla de Diquís. En este plan, las turbinas de combustión previstas en el 2021-2022 se
especifican y se instalan en un sitio que permita la rápida implementación de un ciclo
combinado y el manejo y almacenamiento de GNL. En la Figura 14-2 se muestra un
esquema del plan alternativo.
104
Plan
Deseado
Plan
alternativo de
emergencia
con GNL
Punto de decisión
Figura 14-2 Ruta 1 con plan alternativo usando GNL
En el caso de la Ruta 2, el principal riesgo está asociado a la complejidad de los contratos de
suministro de GNL. Esto sugiere que se debe desacoplar la construcción del ciclo combinado
de los contratos de GNL. El plan alternativo consiste en especificar una central con
combustible dual diésel/gas natural, que operaría con diésel mientras exista un atraso en la
parte del gas, con un desarrollo similar al mostrado en la Figura 14-3.
Plan
Deseado
Figura 14-3 Ruta 2 con plan alternativo usando combustible dual
105
14.3 Ruta recomendada
Se recomienda seguir la Ruta 1, manteniendo un plan alternativo que permita introducir gas
natural licuado en caso de no lograr avanzar con Diquís.
106
107
15 CARACTERISTICAS DEL PLAN RECOMENDADO
15.1 Plan recomendado 2014-2035
El Plan de Expansión Recomendado se recalculó para optimizarlo en el período 2014-2035.
El plan resultante es el mostrado en la Tabla 15-1.
Tabla 15-1 Plan de Expansión Recomendado Escenario medio de demanda
GWh
Pot
MW
% crec Mes
2013
2014 10 789
1 688
2015 11 278
4.5%
1 757
4.1%
2016 11 786
4.5%
1 827
4.0%
2017 12 317
4.5%
1 891
3.5%
2018
2019
2020
2021
12 873
13 451
14 054
14 680
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
1 971
2 051
2 126
2 206
4.2%
4.1%
3.6%
3.8%
2022 15 330
2023 16 003
4.4%
4.4%
2 297
2 382
4.1%
3.7%
2024 16 698
2025 17 417
4.3%
4.3%
2 479
2 564
4.0%
3.4%
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
18 155
18 914
19 691
20 488
21 301
22 130
22 975
4.2%
4.2%
4.1%
4.0%
4.0%
3.9%
3.8%
2 660
2 756
2 858
2 949
3 066
3 173
3 291
3.7%
3.6%
3.7%
3.2%
4.0%
3.5%
3.7%
2033 23 832
2034 24 704
2035 25 589
3.7%
3.7%
3.6%
3 403
3 526
3 649
3.4%
3.6%
3.5%
Proyecto
7 Tacares
12 Balsa Inferior
7 Cachí
11 Cachí 2
1 Chucás
2 Torito
3 Anonos
3 Río Macho
3 Río Macho 2
7 Chiripa
1 Capulín
1 La Joya 2
1 La Joya
1 Orosí
5 Reventazón
1 Hidro Cap1 Conc 1
1 Hidro Cap1 Conc 2
6 Moín 1
1 Renov 50 MW
1 Pailas 2
Fuente
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Eólic
Hidro
Hidro
Hidro
Eólic
Eólic
Hidro
Hidro
Eólic
Eólic
Hidro
Hidro
Térm
Renov
Geot
1
1
1
1
1
1
1
1
Turbina Proy 1
Renov 50 MW
Turbina Proy 2
Borinquen 1
Renov 150 MW
Borinquen 2
Diquís
Diquís Minicentral
Térm
Renov
Térm
Geot
Renov
Geot
Hidro
Hidro
1
1
1
1
1
1
1
1
Renov 150 MW
Geotérm 55 MW
Geotérm 110 MW
Renov 150 MW
Geotérm 165 MW
Renov 400 MW
Renov 150 MW
Turbina 160 MW
Renov
Geot
Geot
Renov
Geot
Renov
Renov
Térm
Pot
MW
Instalación
MW
2 682
7
2 689
38
2 727
-105
2 622
158
2 780
50
2 830
50
2 880
4
2 883
-120
2 763
140
2 903
50
2 953
49
3 002
64
3 066
-50
3 016
50
3 066
50
3 116
292
3 408
14
3 422
50
3 472
20
3 492
37
3 529
50
3 579
-20
3 559
50
3 609
55
3 664
3 664
80
3 744
50
3 794
80
3 874
55
3 929
150
4 079
55
4 134
623
4 757
27
4 784
4 784
4 784
4 784
150
4 934
55
4 989
110
5 099
150
5 249
165
5 414
400
5 814
150
5 964
160
6 124
108
Este plan corresponde al programa de obras para atender el escenario medio de demanda.
El valor presente del plan para el período 2014-2035 es 5 586 millUSD, de los cuales 4 975
millUSD corresponden al costo de inversión, 595 millUSD al costo operativo y 15 millUSD al
costo de energía no suministrada.
En el Anexo A7 se muestra el detalle de los proyectos renovables que se simularon en el
Plan de Expansión de Referencia.
15.2 Capacidad instalada y generación
El crecimiento esperado de la capacidad instalada puede verse en la Figura 15-1. Hacia el
final del período la capacidad instalada alcanza los 6 124 MW, con una tasa de crecimiento
anual del 4.0% entre el 2011 y el 2024.
Hidro
Geotér
Eól+Bio+Sol
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
4 000
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
2012
MW
Potencia instalada
Térm
Figura 15-1 Capacidad instalada por fuente
En la Tabla 15-2 se muestra el porcentaje de capacidad instalada total de las diferentes
fuentes en el período 2014-2035.
109
Tabla 15-2 Composición por fuente de la nueva capacidad
Año
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Hidro
1 768
1 813
1 866
1 990
2 358
2 445
2 495
2 495
2 495
2 545
2 545
2 645
2 645
3 295
3 295
3 295
3 295
3 445
3 445
3 445
3 495
3 745
3 795
3 795
CAPACIDAD INSTALADA EFECTIVA
MW
%
Geotér Eól+Bio+Sol Térm
Total
Hidro Geotér Eól+Bio+Sol
195
182
537
2 682
66%
7%
7%
195
182
537
2 727
66%
7%
7%
195
182
537
2 780
67%
7%
7%
195
232
537
2 953
67%
7%
8%
195
332
537
3 422
69%
6%
10%
195
402
518
3 559
69%
5%
11%
195
402
518
3 609
69%
5%
11%
250
402
518
3 664
68%
7%
11%
250
402
518
3 664
68%
7%
11%
250
402
598
3 794
67%
7%
11%
250
402
678
3 874
66%
6%
10%
305
452
678
4 079
65%
7%
11%
360
452
678
4 134
64%
9%
11%
360
452
678
4 784
69%
8%
9%
360
452
678
4 784
69%
8%
9%
360
452
678
4 784
69%
8%
9%
360
452
678
4 784
69%
8%
9%
360
452
678
4 934
70%
7%
9%
415
452
678
4 989
69%
8%
9%
525
452
678
5 099
68%
10%
9%
690
552
678
5 414
65%
13%
10%
690
702
678
5 814
64%
12%
12%
690
802
678
5 964
64%
12%
13%
690
802
838
6 124
62%
11%
13%
Térm
20%
20%
19%
18%
16%
15%
14%
14%
14%
16%
17%
17%
16%
14%
14%
14%
14%
14%
14%
13%
13%
12%
11%
14%
Total
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
La generación esperada del período 2014-2035, por fuente de energía, será 74%
hidroeléctrica, 15% geotérmica y un 9% de fuentes eólicas, biomásicas y solares. El térmico,
usado solo como complemento de las renovables, cubrirá el 2% de la generación total, como
se muestra en la Figura 15-2. La Tabla 15-3 contiene la generación esperada anual.
Generación esperada 2014-2035
Eól+Biom
9%
Térm
2%
Geot
15%
Hidro
74%
Figura 15-2 Porcentaje de generación por fuente 2014-2035
110
Tabla 15-3 Generación esperada por fuente
Generación anual esperada
Año
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
GWh
Hidro Geotér Eól+Bio+Sol
8 102 1 523
544
8 657 1 491
622
9 041 1 365
1 090
9 541 1 316
1 314
10 075 1 290
1 326
10 183 1 698
1 362
10 633 1 760
1 302
11 100 1 786
1 326
11 581 1 820
1 272
11 730 2 225
1 473
11 940 2 645
1 474
13 575 2 333
1 467
14 118 2 447
1 484
14 625 2 539
1 541
15 110 2 615
1 437
15 732 2 631
1 507
16 028 3 072
1 470
15 985 3 928
1 546
15 552 5 106
1 859
16 241 4 947
2 375
16 701 5 041
2 662
17 240 5 157
2 658
Térm
620
508
289
147
181
208
355
466
653
571
637
41
106
208
527
611
725
661
452
263
290
530
Total
10 789
11 277
11 785
12 317
12 872
13 451
14 051
14 678
15 326
15 999
16 696
17 417
18 155
18 913
19 689
20 481
21 296
22 121
22 969
23 827
24 694
25 585
Hidro
75%
77%
77%
77%
78%
76%
76%
76%
76%
73%
72%
78%
78%
77%
77%
77%
75%
72%
68%
68%
68%
67%
%
Geotér Eól+Bio+Sol
14%
5%
13%
6%
12%
9%
11%
11%
10%
10%
13%
10%
13%
9%
12%
9%
12%
8%
14%
9%
16%
9%
13%
8%
13%
8%
13%
8%
13%
7%
13%
7%
14%
7%
18%
7%
22%
8%
21%
10%
20%
11%
20%
10%
Térm
6%
5%
2%
1%
1%
2%
3%
3%
4%
4%
4%
0%
1%
1%
3%
3%
3%
3%
2%
1%
1%
2%
Total
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
Es importante señalar que la generación hidroeléctrica, así como la térmica por su carácter
de complemento de la primera, dependen de las condiciones climáticas que se presenten, y
en ese sentido, los valores dados en la Tabla 15-3 son “esperados”, es decir, corresponden a
un promedio de 47 escenarios hidrológicos analizados mediante el modelo de simulación
SDDP.
En el Anexo A1 se muestra la generación esperada para cada una de las plantas del sistema
interconectado. El Anexo A2 muestra el consumo de combustibles esperado para cada una
de las plantas térmicas y el Anexo A3 calcula el costo operativo unitario de las plantas
térmicas.
Estas proyecciones son estimaciones para planeamiento de largo plazo. Pronósticos
detallados del corto plazo son elaborados por el Centro Nacional de Control de Energía
(CENCE) para planeamiento operativo.
15.3 Déficit de energía
La energía no servida para las 47 series hidrológicas se muestra en Figura 15-3, como
porcentaje de la demanda mensual. Los déficit mostrados en esta figura cumplen con el
criterio de confiabilidad explicado en la sección 9.5 Criterio de confiabilidad.
111
Porcentaje de energía no servida
8%
7%
6%
5%
4%
3%
2%
1%
ene-34
ene-32
ene-30
ene-28
ene-26
ene-24
ene-22
ene-20
ene-18
ene-16
ene-14
0%
Figura 15-3 Déficit de energía mensual por serie hidrológica
Se observa que en el corto plazo el plan es robusto y tiene una holgura, que se manifiesta en
las pocas ocurrencias de déficit. También se puede notar la holgura que se produce con la
entrada en operación de Reventazón y Diquís, en el 2016 y 2025 respectivamente.
15.4 Emisiones
Las emisiones del sistema dependen de la composición y utilización del parque generador.
Para calcular las emisiones de CO2-equivalente se recurre a coeficientes medios por tecnología39.
Para las tecnologías relevantes y presentes en el plan de expansión, las emisiones se
calculan usando los índices de la Tabla 7-3. Con estos coeficientes y la generación por tipo
de tecnología se calcula el índice de emisiones para el sistema de generación. Los datos y
los resultados se muestran en la Tabla 15-4. El comportamiento anual de las emisiones se
ilustra en la Figura 15-4, donde se observa el impacto de los proyectos Reventazón y Diquís,
que resultan muy eficaces para reducir el nivel de emisiones del sistema de generación.
39
Inventario de Gases de Efecto Invernadero del Sistema Eléctrico Nacional. Año 2012. CENPE.
Marzo 2013.
Tabla 15-4 Cálculo de emisiones de CO2equivalente
Generación
Emisiones
Año
GWh
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
112
Hidro
Eólic
Geot
8 102
8 657
9 041
9 541
10 075
10 183
10 633
11 100
11 581
11 730
11 940
13 575
14 118
14 625
15 110
15 732
16 028
15 985
15 552
16 241
16 701
17 240
544
622
1 090
1 314
1 326
1 362
1 302
1 326
1 272
1 473
1 474
1 467
1 484
1 541
1 437
1 507
1 470
1 546
1 859
2 375
2 662
2 658
1 523
1 491
1 365
1 316
1 290
1 698
1 760
1 786
1 820
2 225
2 645
2 333
2 447
2 539
2 615
2 631
3 072
3 928
5 106
4 947
5 041
5 157
TurbD MMV CCGNL Total
100
117
39
16
22
28
79
132
232
204
244
3
22
48
178
226
270
264
185
94
102
239
Emisiones
Unitarias
miles de ton CO2equiv
520
391
251
131
159
180
276
334
421
367
394
38
85
160
349
385
455
397
267
169
188
291
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
10 789
11 277
11 785
12 317
12 872
13 451
14 051
14 678
15 326
15 999
16 696
17 417
18 155
18 913
19 689
20 481
21 296
22 121
22 969
23 827
24 694
25 585
Hidro
Eólic
Geot
138
147
154
162
171
173
181
189
197
199
203
231
240
249
257
267
272
272
264
276
284
293
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
2
1
2
2
2
3
3
137
134
123
118
116
153
158
161
164
200
238
210
220
229
235
237
277
354
460
445
454
464
TurbD MMV CCGNL Total tonCO2/GWh
60
70
23
9
13
17
47
79
139
122
146
2
13
29
107
136
162
158
111
56
61
144
312
234
150
79
95
108
166
200
253
220
236
23
51
96
209
231
273
238
160
102
113
175
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
647
587
451
370
397
452
554
630
754
744
825
467
526
603
810
872
986
1 024
997
882
914
1 078
60
52
38
30
31
34
39
43
49
46
49
27
29
32
41
43
46
46
43
37
37
42
Emisiones unitarias del sistema
70
tonCO2/GWh
60
50
40
30
20
10
0
2015
2020
2025
2030
2035
Figura 15-4 Indice unitario de emisiones de CO2-equivalente
15.5 Costos marginales de corto plazo
Un aspecto importante en cuanto a los resultados de la modelación de los planes de
expansión son los costos marginales de corto plazo (CMCP). La Figura 15-5 muestra los
costos marginales promedio mensuales para el Plan Recomendado obtenidos por el SDDP.
El valor promedio para el horizonte 2014-2035 es de USD70.4/MWh.
113
Costo Marginal Corto Plazo
350
300
USD/MWh
250
200
150
100
50
ene-34
ene-32
ene-30
ene-28
ene-26
ene-24
ene-22
ene-20
ene-18
ene-16
ene-14
0
Figura 15-5 Costo Marginal de Corto Plazo
El CMCP exhibe dos depresiones por la entrada en operación de Reventazón en el 2016 y
de Diquís en el 2025. También es fácil observar el claro patrón estacional provocado por el
alto componente hidroeléctrico. Reagrupando los CMCP por períodos mensuales se
obtienen los valores medios mensuales de la Figura 15-6. Obsérvese la gran volatilidad entre
el CMCP de época seca contrastado contra el de época húmeda.
Costo Marginal Promedio 2014-2035
250
USD/MWh
200
150
100
50
0
ene
feb
mar abr may jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
Figura 15-6 Costos Marginales de Corto Plazo Promedio Mensual
15.6 Costos marginales de largo plazo de generación
La estimación del costo marginal promedio de largo plazo de generación se calcula de forma
práctica con el concepto del costo incremental promedio de largo plazo de generación
(CILP). Este valor indica el costo medio que a largo plazo representa atender un incremento
unitario de demanda en el sistema de generación.
El cálculo del CILP se realiza bajo el siguiente procedimiento:

Se proyecta la demanda a abastecer en el período de expansión considerado.

Se determina el Plan de Expansión, entendiéndose este último como el programa de
costo mínimo de obras y proyectos de generación necesarios para cubrir el
114
crecimiento de la demanda de electricidad proyectada y que cumple con los criterios
de confiabilidad.

Utilizando un modelo de despacho hidrotérmico, en este caso el SDDP, se calcula un
despacho optimizado, de donde se obtienen los costos variables de operación y
mantenimiento, y los costos de falla del sistema para cada uno de los años
analizados.

Se calcula el costo total anual como la suma del costo de inversión anualizado de las
obras contempladas en el Plan de Expansión, incluyendo sus cargos fijos de
operación y mantenimiento, los costos variables de operación y mantenimiento, los
costos de combustibles, y el costo de falla.
El costo incremental de largo plazo se calcula mediante la siguiente fórmula:
n
CILP 
ΔC t
 (1  i)
t 1
n
ΔD t
 (1  i)
t 1
t
t
donde Ct representa la variación del costo total del año t respecto al año t-1, y Dt
representa la variación de la energía demandada, del año t respecto al año t-1
Este es el costo de producción del kWh marginal para el sistema eléctrico en su conjunto.
Para el cálculo anterior es importante realizar un análisis de largo plazo, para que los costos
de inversión queden correctamente reflejados.
La Tabla 15-5 muestra el cálculo del CILP, considerando precios de mercado de diciembre
del 2012, que resulta ser USD139/MWh, si se considera el período 2014-2035.
115
Tabla 15-5 Costo Incremental de Largo Plazo
CALCULO DEL COSTO INCREMENTAL DE LARGO PLAZO
Nivel de Precios Año: dic-12
Año
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Demanda
Total
Increm
GWh
GWh
10 789
11 278
489
11 786
508
12 317
532
12 873
556
13 451
578
14 054
603
14 680
627
15 330
650
16 003
673
16 698
696
17 417
718
18 155
738
18 914
758
19 691
777
20 488
797
21 301
813
22 130
829
22 975
845
23 832
857
24 704
873
25 589
884
Costos Fijos
Oper. e Inver.
mill.$
43
127
399
484
511
562
562
604
619
751
802
1 261
1 261
1 261
1 261
1 342
1 393
1 495
1 729
1 945
2 026
2 056
Costos Variables
Comb+O&M
Falla
mill.$
mill.$
102.79
0.00
88.00
0.91
47.41
0.65
23.82
0.00
30.34
1.40
35.83
0.01
66.79
3.27
92.23
2.02
137.27
3.93
122.58
4.68
141.95
2.50
7.53
0.00
21.89
0.04
44.30
0.36
123.37
2.38
148.90
8.90
180.79
4.44
170.03
11.16
118.94
5.80
68.48
6.41
76.29
16.01
150.56
4.05
Valor Presente
Tasa de actualización:
4 728
12%
4 975
Año inicial:
595
Total
mill.$
102.80
88.92
48.06
23.82
31.74
35.84
70.06
94.24
141.20
127.26
144.45
7.53
21.92
44.66
125.75
157.80
185.24
181.19
124.74
74.88
92.30
154.61
2014
2014
15
610
Costo Total
Anual
Increm
mill.$
mill.$
145
216
70
447
231
508
61
542
34
597
55
632
34
698
66
760
62
878
118
946
68
1 268
322
1 283
14
1 305
23
1 386
81
1 500
114
1 578
78
1 676
98
1 853
177
2 020
166
2 118
98
2 210
92
Año final:
5 586
Curva de Costo Ajustada
Total
Increm
mill.$
mill.$
197
274
77
351
77
429
78
508
79
588
80
669
82
753
83
838
85
925
87
1 015
90
1 107
92
1 203
95
1 301
98
1 403
102
1 509
106
1 618
109
1 731
113
1 849
118
1 972
122
2 099
127
2 231
132
2035
707
5 588
658
CILP:
0.13913
Costo Incremental de Largo Plazo con curva de costos ajustada
Es importante recalcar que el supuesto básico para la aplicación de los principios
marginalistas es que exista un balance óptimo de oferta-demanda, condición que
normalmente no se presenta.
La utilización del CILP como parámetro tarifario presenta problemas de definición. La
imposibilidad de cumplir todos los supuestos de la teoría marginalista hace que el cálculo de
este parámetro produzca resultados inestables. En la Figura 15-7 se muestra cómo fluctúa el
CILP según sea el período que se tome en consideración y si se usan los datos crudos de
costo o una curva suavizada de mejor ajuste.
116
Variación del CILP según el período
CILP
0.160
CILP Ajust
0.155
USD/kWh
0.150
0.145
0.140
0.135
2014-2035
2014-2034
2014-2033
2014-2032
2014-2031
2014-2030
2014-2029
0.130
Figura 15-7 Variación del CILP según el período considerado
El CILP representa un promedio del costo de generación a largo plazo, incluyendo todos los
diferentes tipos de proyectos del Plan de Expansión, tales como proyectos hidroeléctricos de
embalse, proyectos hidroeléctricos de filo de agua, proyectos térmicos, proyectos
geotérmicos, etc. El costo o beneficio de un proyecto particular no puede obtenerse
directamente del CILP, pues dependerá de la contribución que ese proyecto haga al sistema
de acuerdo a su patrón de generación.
Aunque no se recomienda su utilización para estudios de detalle, el CILP puede usarse con
cautela en estudios muy preliminares.
15.6.1
Estructura estacional
Para estimar la variación estacional y horaria de los costos de la energía, se utilizan los
costos marginales de corto plazo. Para ese efecto se ha considerado la estructura horariaestacional mostrada en la Tabla 15-6.
Tabla 15-6 Definición de los períodos horario-estacionales
ESTRUCTURA ESTACIONAL
Temporada Alta
Temporada Baja
Ene-May
Jun-Dic
ESTRUCTURA HORARIA
Punta
Media Punta
Fuera Punta
10:00-12:30
17:30-20:00
06:00-10:00
12:30-17:30
06:00-20:00
20:00-06:00
9
14
73
10
10
70
Horario
Día hábil
Fin Semana
Horas por día
Día hábil
Fin Semana
Horas por semana
5
0
25
20:00-06:00
Los costos marginales de corto plazo del plan de expansión recomendado se han
promediado para cada una de las bandas horario-estacionales del período 2014-2035 y se
muestran en la Tabla 15-7. Según la teoría económica, la remuneración que por energía
deberían recibir las plantas que son despachadas en un hipotético mercado perfecto resulta
de la multiplicación de su generación por el costo marginal de corto plazo.
117
Tabla 15-7 Costos marginales de demanda
Costo Marginal de Demanda
Período
Estación alta (enero-may)
Estación baja (Jun-Dic)
Anual
Punta
134.8
18.5
66.9
USD/MWh
Media Punta
134.0
17.7
66.1
Fuera Punta
103.3
16.5
52.7
Promedio
129.1
17.7
64.1
Cuando la instalación de un sistema tiene reservas de capacidad para cumplir con criterios
de confiabilidad, se debe agregar un reconocimiento de la potencia disponible. Para
evaluaciones muy preliminares de los proyectos de generación se puede utilizar el costo
marginal de potencia estimado en la Tabla 15-8, de USD150.38/kW-año.
Para estimar el costo marginal de potencia se utilizó el costo de inversión en la tecnología al
margen para cubrir necesidades de potencia (normalmente turbinas de gas) menos los
ingresos que obtendría esta tecnología a través de la tarifa de energía, por la aplicación de
los CMCP.
En la Tabla 15-8, se presenta la estimación de este cargo, y los supuestos utilizados para el
cálculo. Nótese que al costo de la turbina de gas se le restó USD58.3/kW-año, que
corresponden al ingreso por generación que la turbina ganaría siempre que los precios de la
energía fuesen mayores que su costo variable (al ser ésta la tecnología al margen, sería la
energía no suministrada). En caso contrario se podría producir una sobreinversión en este
tipo de tecnología.
Tabla 15-8 Cálculo del costo marginal de potencia
COSTO MARGINAL DE POTENCIA
DATOS DESCRIPTIVOS
Máquina marginal
Unidad
Turbina Industrial
Potencia por unidad
MW
56.16
Factor de Planta Típico
%
20%
Combustible
Diesel
Densidad (kg/lt)
0.832
Eficiencia Térmica
%
29.5%
Poder calórico
kJ/litro
36 462
Plant Heat Reat
kJ/kWh
12 195
Consumo Específico
kWh/litro
2.99
Costo OyM variable
$/MWh
3.0
DATOS DE CALCULO
Costos Fijos de O&M
Costo Fijo O&M
$/kW-año
42.7
Costos Fijos de Capital
Costo Construcción (sin IDC)
$/kW
1000
Vida Util
años
20
Período de Construcción
años
1.5
Tasa de descuento
%
12%
Factor Recuperación Capital
0.1339
Factor Capitalización-IDC
1.0837
Costo Fijo Anual
$/kW-año
145.1
Costo Fijo Total
$/kW-año
187.8
Disponibilidad
90%
Costo Fijo Total con disponibilidad
$/kW-año
208.7
Ingreso por generación
$/kW-año
58.3
COSTO MARGINAL DE POTENCIA
$/kW-año
150.38
118
15.7 Flujo de caja y endeudamiento
La construcción y operación de las plantas que conforman el Plan de Expansión demanda
una cantidad muy importante de recursos financieros.
El siguiente análisis calcula los flujos de recursos asociados con la inversión y la operación
de las plantas. La estimación se hace en forma muy simplificada, suponiendo que todas las
obras se financian con las mismas condiciones. A partir de los costos de inversión y
explotación de cada planta, se calculan los aportes de capital, los costos de operación y el
servicio de la deuda, que conforman el flujo de caja de un hipotético desarrollador único de
todo el sistema de generación. También se obtiene el endeudamiento. Con estos parámetros
se obtienen los índices de flujo de caja/demanda y el de endeudamiento/activos.
Los parámetros que se aplicaron a todas las plantas, existentes y futuras, fueron:
 Porcentaje de la inversión financiada 70%
 Intereses durante la construcción financiados
 Crédito a 17 años con un año de gracia y al 8% anual
 Vida útil de 40 años en plantas hidroeléctricas
 Vida útil de 30 años en plantas geotérmicas
 Vida útil de 20 años en plantas eólicas
 Vida útil de 20 años en plantas térmicas
 Depreciación lineal hasta cero en la vida útil
Para estimar el endeudamiento y el valor de los activos actuales, el cálculo se remontó hasta
40 años atrás, incluyendo plantas construidas de 1974 en adelante.
La inversión acumulada en los próximos 17 años, hasta el 2030, ascenderá a USD8 300
millones. El monto anual de inversión se muestra en la Figura 15-8.
Inversión nueva generación
8 000
7 000
millUSD
6 000
5 000
4 000
inv anual
3 000
inv acum
2 000
1 000
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
Figura 15-8 Inversiones en nueva capacidad de generación
Aplicando las simplificaciones y los supuestos arriba indicados, se obtuvieron los aportes de
capital, los costos operativos fijos y variables, las amortizaciones y el pago de intereses, que
en conjunto conforman el flujo de caja para generación. Ver Figura 15-9.
119
Flujo de caja
500
mill USD
400
300
200
100
Aportes
OperFijo
OperVar
Amortiza
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
0
Interes
Figura 15-9 Flujo de caja
Al dividir el flujo de caja entre la demanda, como se ilustra en la Figura 15-10, se obtiene un
índice que refleja en forma aproximada el costo en cada año de atender una unidad de
demanda.
80
1 600
60
1 200
40
800
20
400
0
Flujo Caja millUSD
2 000
0
Demanda
Flujo/MWh
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
Demanda TWh - Unitario USD/MWh
Flujo de Caja Unitario
100
Flujo Caja
Figura 15-10 Flujo de caja unitario anual
En la Figura 15-11 se muestra la razón de endeudamiento sobre el valor de los activos de
generación. Los activos se calculan como el valor de la inversión menos la depreciación
lineal, con valor cero de rescate y sin ningún tipo de revaluación.
0.2
0
0.0
Deuda
Activo
Razón deuda/activo
0.4
2 000
2030
4 000
2028
0.6
2026
6 000
2024
0.8
2022
1.0
8 000
2020
10 000
2018
1.2
2016
12 000
2014
mill USD
Deuda y activos
Deuda/Activo
Figura 15-11 Deuda relativa al valor de los activos
120
Es necesario advertir que estos indicadores financieros se calculan en el presente estudio en
forma simplificada y recurriendo a supuestos generales que se aplican a todas las plantas, y
que no están vinculadas con las condiciones reales de financiamiento. El único propósito de
este análisis es conocer en forma aproximada los órdenes de magnitud de los requerimientos
de flujo de caja y endeudamiento totales. No deben confundirse con los índices financieros
del ICE, CNFL, empresas distribuidoras o de los generadores privados.
121
16 REFERENCIAS
BID/CEPAL, 2007: Estrategia para la introducción del gas natural en Centroamérica
COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2003:
Evaluación de diez años de reforma en la industria eléctrica del Istmo Centroamericano
2003.
COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2007:
Estrategia para la introducción del gas natural en Centroamérica. BID/CEPAL.
COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2008: Anuario
estadístico de América Latina y el Caribe.
COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2011: Istmo
Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico, Informe preliminar del segmento de la
producción de electricidad (Datos actualizados a 2010).
COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2012: Istmo
Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico.
CONSEJO DE ELECTRIFICACION DE AMERICA CENTRAL (CEAC), 2010: Plan Indicativo
Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025. GTPIR.
DEPARTMENT OF ENERGY US GOVERMENT, 2012: Annual Energy Outlook 2013. Energy
Information Administration.
ELECTROWATT ENGINEERING, 1985: Non-Conventional Energy Sources.
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 1991: Evaluación del Potencial
Geotérmico de Costa Rica.
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2012: Plan de Promoción y
Desarrollo de Fuentes Renovables No Convencionales 2012-2016. CENPE
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2010: Plan Piloto de Generación
Distribuida para Autoconsumo. www.grupoice.com
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2013: Caracterización de la
curva de carga del sistema, año 2012. CENPE.
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2013: Costa Rica: Informe anual
de las variables relacionadas con el consumo de energía eléctrica 2012. Dirección Gestión
Tarifaria.
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2013: Costa Rica: Porcentaje de
cobertura eléctrica. Estimado a mayo 2013. CENPE
122
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2013: Costa Rica: Proyecciones
de la demanda de energía eléctrica en Costa Rica 2013-2035. CENPE.
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2013: Inventario de gases de
efecto invernadero del Sistema Eléctrico Nacional. Etapa de generación. Año 2012. CENPE.
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2013: Informe de Operación
Anual 2012. CENCE.
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD, 2013: Proyección de precios de
combustibles 2013-2040. CENPE
MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2007:
Encuesta de oferta y consumo energético nacional a partir de la biomasa en Costa Rica.
Dirección Sectorial de Energía.
MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2008: V
Plan Nacional de Energía, 2008-2021. Dirección Sectorial de Energía.
Balance Nacional de Energía 2011. Dirección Sectorial de Energía.
Hacia un nuevo modelo energético de nuestro país.
MINISTERIO DE PLANIFICACION NACIONALY POLITICA ECONOMICA (MIDEPLAN),
2007: Plan Nacional de Desarrollo Jorge Manuel Dengo.
MINISTERIO DE PLANIFICACION NACIONALY POLITICA ECONOMICA (MIDEPLAN),
2010: Plan Nacional de Desarrollo María Teresa Obregón Zamora.
SDDP y el OPTGEN. En www.psr-inc.com.br
ANEXOS
123
124
ANEXO 1
GENERACIONES ESPERADAS POR PLANTA
125
126
127
Tabla A1.1 Plan de Expansión Recomendado
Generación anual de plantas hidroeléctricas(GWh)
GENERACION ANUAL DE PLANTAS HIDROELECTRICAS
Planta
Angostura
Anonos
Arenal
Balsa Inferior
Cachí
Cachí 2
Canalete
Capulín
Cariblanco
Carrillos
Chocosuela
Chucás
CNFL Virilla
Corobicí
Cote
Cubujuquí
Daniel Gutiérrez
Diquís
Diquís Minicentral
Doña Julia
El Encanto
Garita
General
Hidro Cap1 Conc 1
Hidro Cap1 Conc 2
Hidro GP1 Existente
Hidro GP2 Existente
Hidro GP3 Existente
Fuente Pot Inst
MW
Hidro
180
Hidro
4
Hidro
157
Hidro
38
Hidro
105
Hidro
158
Hidro
18
Hidro
49
Hidro
84
Hidro
2
Hidro
26
Hidro
50
Hidro
48
Hidro
174
Hidro
7
Hidro
22
Hidro
18
Hidro
623
Hidro
27
Hidro
16
Hidro
8
Hidro
40
Hidro
39
Hidro
37
Hidro
50
Hidro
39
Hidro
41
Hidro
10
fp
%
54%
44%
54%
40%
28%
57%
49%
34%
38%
57%
52%
30%
55%
46%
16%
45%
36%
50%
79%
73%
39%
46%
62%
61%
57%
70%
56%
74%
Min Promedio Max
GWh
GWh GWh GWh 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
788
856
886
788 841 847 853 851 855 866 856 865 861 874 853 822 862 862 862 886 876 872 847 865 872
9
14
17
13
10
10
9
10
12
12
15
13
14
13
15
16
17
17
17
17
16
15
15
16
649
741
798
649 654 704 709 750 751 766 774 798 749 773 705 746 763 787 743 779 779 718 694 733 781
97
133
179
179 160 107
97
97 102 121 127 144 135 138 114 128 138 148 147 151 149 140 129 129 141
258
258
258
258
143
796
861
143 842 817 811 833 823 835 850 861 839 856 811 781 816 829 829 844 835 820 806 819 822
67
76
83
83
80
75
69
71
71
76
76
79
76
76
67
74
76
79
80
79
80
77
70
73
77
101
143
173
104 102 101 106 125 128 157 142 148 142 157 162 168 169 169 173 163 158 140 153
263
282
298
298 294 271 266 269 273 279 284 289 283 286 263 276 282 287 291 291 291 285 277 282 285
8
12
16
16
13
10
9
8
9
10
10
12
11
12
10
12
12
13
13
13
13
12
12
11
12
109
117
123
123 121 114 109 112 113 116 118 120 117 120 112 115 118 121 121 121 121 119 115 118 120
78
132
172
136
89
81
78
85 101 104 138 122 134 135 147 158 165 167 169 172 157 153 138 150
203
231
270
270 257 216 203 206 217 231 239 251 242 244 206 224 228 239 238 243 240 231 219 214 227
613
697
784
675 644 626 613 659 657 701 734 784 708 744 618 687 709 778 725 766 772 681 646 666 739
8
10
13
13
10
9
9
8
8
9
9
10
10
9
9
9
10
10
10
10
10
10
9
9
10
68
86
109
109
92
77
68
70
73
82
84
89
85
89
74
82
88
93
94
94
94
89
81
86
90
39
57
81
81
65
47
41
39
43
49
49
60
56
57
54
59
62
65
64
64
65
61
57
53
57
2 613 2 724 2 809
2 613 2 657 2 723 2 767 2 768 2 809 2 770 2 702 2 709 2 745 2 703
166
187
196
166 180 186 194 193 195 196 189 180 180 193
94
102
113
113 107
94
96
96
98 102 103 106 104 105
94
99 102 106 103 104 105 101
98
98 103
24
29
35
35
31
26
24
25
25
27
28
30
29
30
26
28
29
30
30
31
31
29
28
28
30
144
163
183
183 171 150 144 144 152 163 164 175 167 170 147 159 168 174 174 175 177 167 156 150 163
190
211
227
227 220 197 190 202 200 208 213 220 216 217 196 204 213 218 220 221 221 215 209 211 213
177
197
209
179 186 188 197 203 209 202 204 177 191 197 204 205 204 207 199 192 195 203
229
250
263
231 240 241 250 254 261 254 256 229 243 246 259 258 260 263 250 244 249 254
224
238
252
252 243 224 225 226 228 234 236 243 239 241 226 234 237 243 243 246 244 240 235 243 245
189
198
206
206 201 191 189 192 193 197 199 202 199 200 194 197 200 202 202 202 203 197 195 199 201
57
65
71
71
67
59
57
60
61
64
65
68
66
67
59
63
66
67
66
68
68
66
65
65
67
128
Generación anual de plantas hidroeléctricas (continuación)
GENERACION ANUAL DE PLANTAS HIDROELECTRICAS
Planta
Fuente Pot Inst
MW
Hidro Proy D1
Hidro
50
Hidro Proy D2
Hidro
50
Hidro Proy D3
Hidro
50
Hidro Proy D4
Hidro
50
Hidro Proy D5
Hidro
50
Hidro Proy D6
Hidro
50
Hidro Proy G1
Hidro
50
Hidro Proy G2
Hidro
50
Hidro Proy G3
Hidro
50
Hidro Proy G4
Hidro
50
Hidro Proy G5
Hidro
50
Hidro Proy G6
Hidro
50
Hidro Proy G7
Hidro
50
Hidro Proy G8
Hidro
50
ICE Menores
Hidro
5
JASEC Menores
Hidro
20
La Joya
Hidro
50
La Joya 2
Hidro
64
Los Negros
Hidro
18
Peñas Blancas
Hidro
37
Pirrís
Hidro
128
Pocosol
Hidro
26
Reventazón
Hidro
292
Reventazón Minicentral Hidro
14
Río Macho
Hidro
120
Río Macho 2
Hidro
140
San Lorenzo
Hidro
16
Sandillal
Hidro
32
Tacares
Hidro
7
Torito
Hidro
50
Toro 1
Hidro
27
Toro 2
Hidro
66
Toro 3
Hidro
48
Ventanas-Garita
Hidro
100
Total
fp
%
51%
54%
50%
68%
80%
58%
54%
64%
59%
53%
48%
64%
62%
57%
54%
80%
47%
41%
49%
47%
53%
51%
45%
60%
28%
41%
53%
34%
42%
41%
41%
44%
46%
59%
Min Promedio Max
GWh
GWh GWh GWh 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
218
224
230
223 226 230 221 221 218 230
230
237
244
230 238 244
217
220
226
217 217 226
264
299
315
301 315 309 309 264 283 293 304 303 307 308 299 294 292 303
314
349
368
321 328 345 351 368 361 364 314 335 348 362 360 367 366 353 338 338 356
246
254
260
255 259 260 250 247 246 258
231
236
242
231 234 242
245
279
290
289 289 245 264 274 289 285 290 290 277 275 269 287
236
259
267
265 266 236 248 256 265 264 266 267 258 256 255 261
225
230
240
225 226 229 240
208
212
219
208 210 219
265
279
286
283 286 286 279 265 274 282
265
273
284
265 269 284
239
248
256
239 256
17
25
37
37
28
19
18
17
18
21
22
26
24
25
22
25
27
29
29
29
30
27
26
25
27
128
143
159
159 152 133 128 134 136 142 144 151 149 149 130 139 143 148 148 149 149 144 140 137 144
175
207
239
175 239
164
230
285
183 164 170 183 212 228 254 241 244 205 215 247 271 273 285 281 247 227 228 250
65
75
92
92
82
72
65
65
67
72
74
78
75
74
67
73
76
79
80
79
81
76
70
74
77
128
152
185
185 167 145 128 136 140 153 150 157 154 150 141 151 154 161 159 160 162 153 140 144 156
588
599
610
610 594 588 591 601 592 597 595 601 594 607 590 588 599 608 603 608 610 597 596 602 608
86
115
149
149 132 103
86
88
93 104 108 119 117 119 102 112 117 122 126 128 129 122 114 116 128
903 1 159 1 193
903 1 189 1 168 1 184 1 186 1 185 1 193 1 173 1 177 1 140 1 171 1 167 1 170 1 159 1 184 1 171 1 178 1 150 1 165 1 170
11
70
84
11
59
60
64
72
72
80
76
78
64
71
77
81
82
83
84
76
71
71
77
56
294
533
533
56
429
505
561
469 482 443 463 475 509 535 555 539 550 429 467 509 560 549 561 560 515 457 475 511
58
74
96
96
81
60
60
58
63
70
68
75
73
75
63
72
77
81
82
83
85
79
72
75
81
68
95
118
117
88
77
68
71
73
84
89 103
90
94
82
95 101 118 107 116 118
99
88
91 112
16
26
39
39
28
18
17
16
18
20
21
26
24
26
23
27
28
30
30
31
31
28
28
26
28
130
178
222
182 144 130 134 134 156 152 186 169 177 166 180 202 213 214 218 222 198 176 191 205
91
97
105
105 100
94
91
95
93
96
99 101
98 101
91
92
95
99
98 100 100
96
92
95
96
229
255
273
269 265 245 235 248 245 255 266 273 263 270 229 235 253 267 264 269 268 251 237 248 255
173
193
209
209 202 184 175 184 182 193 202 208 199 205 173 179 194 203 202 205 205 190 180 187 194
490
518
557
557 529 518 508 512 513 523 520 526 522 527 490 505 519 527 524 527 525 507 504 507 506
8 102 8 657 9 041 9 541 10 075 10 183 10 633 11 100 11 581 11 730 11 940 13 575 14 118 14 625 15 110 15 732 16 028 15 985 15 552 16 241 16 701 17 240
129
130
Cuadro A1.2 Plan de Expansión Recomendado
Generación anual de plantas térmicas (GWh)
GENERACION ANUAL DE PLANTAS TERMICAS
Planta
Fuente Pot Inst
MW
Térm
36
Térm
200
Térm
14
Térm
20
Térm
65
Térm
65
Térm
78
Térm
10
Térm
34
Térm
80
Térm
80
Térm
80
Térm
80
Barranca
Garabito
Guápiles
Moín 1
Moín 2a
Moín 2b
Moín 3
Orotina
San Antonio Gas
Turbina Proy 1
Turbina Proy 2
Turbina Proy 3
Turbina Proy 4
Total
fp Min Promedio Max
GWh
% GWh GWh GWh 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
1%
0
2
6
1
3
1
0
0
1
2
2
3
2
2
0
0
0
1
3
4
6
3
2
2
2
15% 37
258
475
475 353 231 124 150 168 255 306 385 334 359
37
79 148 319 351 413 361 243 155 174 264
11% 1
13
24
21
17
9
3
5
7
12
16
21
19
20
1
4
7
17
19
24
21
14
8
8
16
3%
1
5
8
8
7
4
1
2%
0
14
30
23
26
7
3
4
6
17
18
17
14
22
0
2
2
15
23
29
30
20
11
11
10
3%
0
15
32
25
30
9
4
5
7
17
19
19
16
23
0
2
3
16
24
32
31
21
11
12
12
4%
0
26
55
50
55
21
9
12
14
40
31
33
29
38
0
2
7
27
37
44
43
30
14
16
17
11% 1
10
18
16
14
7
3
4
5
9
12
15
14
15
1
3
5
13
15
18
15
10
6
6
12
1%
0
2
6
1
3
1
0
1
1
2
2
3
3
3
0
0
0
2
4
5
6
3
2
2
2
7%
1
49
77
59
77
69
77
1
7
17
57
66
76
72
53
27
29
45
7%
1
50
80
80
70
78
1
8
19
60
69
80
76
54
28
31
48
7% 49
49
49
49
8% 56
56
56
56
620 508 289 147 181 208 355 466 653 571 637
41 106 208 527 611 725 661 452 263 290 530
131
Cuadro A1.3 Plan de Expansión Recomendado
Generación anual de plantas Geotérmicas, Eólicas y Biomásicas (GWh)
GENERACION ANUAL DE PLANTAS GEOTERMICAS
Planta
Fuente Pot Inst
MW
Geot
55
Geot
55
Geot
55
Geot
55
Geot
55
Geot
55
Geot
55
Geot
55
Geot
27
Geot
133
Geot
35
Geot
55
fp
%
84%
84%
86%
86%
85%
85%
85%
85%
78%
81%
79%
84%
Min Promedio Max
GWh
GWh GWh GWh 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
364
406
419
414 417 364 382 398 410 414 418 419 414 401 410 419
367
406
420
417 367 384 400 412 413 419 420 411 400 411 420
401
414
419
419 419 413 401 410 419
400
413
419
419 414 400 411 419
396
412
420
420 416 396 410 417
403
410
417
414 403 406 417
403
412
418
417 403 409 418
402
410
417
413 402 409 417
166
184
210
210 202 180 171 169 170 181 185 191 188 188 166 171 181 187 189 191 192 189 181 184 190
856
947
1 042 1 042 1 026 949 919 898 917 939 952 964 962 958 856 902 926 950 955 960 970 954 928 940 959
215
241
272
272 263 236 226 223 225 238 242 249 246 248 215 225 236 244 247 249 251 245 238 241 248
365
404
417
385 403 408 416 415 416 365 382 398 412 413 417 417 408 395 399 412
1 523 1 491 1 365 1 316 1 290 1 698 1 760 1 786 1 820 2 225 2 645 2 333 2 447 2 539 2 615 2 631 3 072 3 928 5 106 4 947 5 041 5 157
Fuente Pot Inst
MW
Chiripa
Eólic
50
Eólic
50
Eólic
50
Eólico Cap1 Conc 2
Eólic
20
Eólico GP Arenal ExistenteEólic
26
Eólico Proy D1
Eólic
50
Eólico Proy D2
Eólic
50
Eólico Proy D3
Eólic
50
Eólico Proy G1
Eólic
50
Eólico Proy G2
Eólic
50
Eólico Proy G3
Eólic
50
Eólico Proy G4
Eólic
50
Eólico Proy G5
Eólic
50
Guanacaste
Eólic
50
Los Santos
Eólic
13
Orosí
Eólic
50
Tejona
Eólic
20
Tierras Morenas
Eólic
20
Valle Central
Eólic
15
Total
fp
%
38%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
39%
Min Promedio Max
GWh
GWh GWh GWh 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
63
167
179
63 174 171 173 179 170 173 166 170 171 169 171 178 166 175 170 179 174 174 170 170
166
172
179
174 171 173 179 170 173 166 170 171 169 171 178 166 175 170 179 174 174 170 170
166
172
179
171 173 179 170 173 166 170 171 169 171 178 166 175 170 179 174 174 170 170
66
69
71
68
69
71
68
69
66
68
68
68
69
71
67
70
68
71
70
70
68
68
87
90
94
88
90
91
90
90
94
89
90
87
89
89
88
90
93
87
91
89
94
91
91
89
89
166
172
179
170 171 169 171 178 166 175 170 179 174 174 170 170
170
172
174
174 174 170 170
170
172
174
174 174 170 170
170
171
174
174 170 170
170
171
174
174 170 170
170
171
174
174 170 170
170
170
170
170 170
170
170
170
170 170
166
172
179
167 171 174 171 173 179 170 173 166 170 171 169 171 178 166 175 170 179 174 174 170 170
42
43
45
42
43
43
43
43
45
43
43
42
42
43
42
43
44
42
44
42
45
44
44
42
42
166
172
179
174 171 173 179 170 173 166 170 171 169 171 178 166 175 170 179 174 174 170 170
66
69
71
67
68
69
68
69
71
68
69
66
68
68
68
69
71
67
70
68
71
70
70
68
68
66
69
71
67
68
69
68
69
71
68
69
66
68
68
68
69
71
67
70
68
71
70
70
68
68
50
52
54
50
51
52
51
52
54
51
52
50
51
51
51
51
53
50
52
51
54
52
52
51
51
481 555 1 019 1 245 1 256 1 299 1 238 1 256 1 209 1 405 1 411 1 397 1 418 1 472 1 377 1 444 1 404 1 477 1 788 2 313 2 594 2 595
Borinquen 1
Borinquen 2
Geotérm Proy 1
Geotérm Proy 2
Geotérm Proy 3
Geotérm Proy 4
Geotérm Proy 5
Geotérm Proy 6
Miravalles 3
Miravalles ICE
Pailas
Pailas 2
Total
GENERACION ANUAL DE PLANTAS EOLICAS
Planta
132
GENERACION ANUAL DE PLANTAS BIOMASICAS
Planta
Fuente Pot Inst fp Min Promedio Max
GWh
MW
% GWh GWh GWh 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Ingenios GP Existente
Biom
37
20% 60
66
71
63
67
71
68
70
63
64
71
63
68
63
69
66
70
60
63
66
69
71
62
68
63
Total
63
67
71
68
70
63
64
71
63
68
63
69
66
70
60
63
66
69
71
62
68
63
133
ANEXO 2
CONSUMO ESPERADO DE COMBUSTIBLES
CONSUMO DE COMBUSTIBLE
Planta
Fuente Pot
Rendimiento
mill litros
MW kWh/litro litro/MWh 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Garabito
Búnker 200
4.48
223
106
79
52
28
33
38
57
68
86
75
80
8
18
33
71
78
92
81
54
35
39
59
Guápiles
Búnker 14
4.07
246
5
4
2
1
1
2
3
4
5
5
5
0
1
2
4
5
6
5
3
2
2
4
Moín 1
Búnker 20
4.08
245
2
2
1
Orotina
Búnker 10
4.18
239
4
3
2
1
1
1
2
3
4
3
4
0
1
1
3
3
4
4
2
1
1
3
Barranca
Diésel 36
2.41
415
0
1
0
0
0
0
1
1
1
1
1
0
0
0
1
1
2
2
1
1
1
1
Moín 2a
Diésel 65
2.88
347
8
9
2
1
1
2
6
6
6
5
8
0
1
1
5
8
10
11
7
4
4
4
Moín 2b
Diésel 65
2.88
347
9
10
3
1
2
2
6
7
7
5
8
0
1
1
5
8
11
11
7
4
4
4
Moín 3
Diésel 78
2.95
339
17
19
7
3
4
5
14
10
11
10
13
0
1
2
9
13
15
15
10
5
5
6
San Antonio Gas Diésel 34
2.52
397
0
1
0
0
0
0
1
1
1
1
1
0
0
0
1
2
2
2
1
1
1
1
Turbina Proy 1
Diésel 80
3.00
333
20
26
23
26
0
2
6
19
22
25
24
18
9
10
15
Turbina Proy 2
Diésel 80
3.00
333
26
23
26
0
3
6
20
23
27
25
18
9
10
16
Turbina Proy 3
Diésel 80
3.00
333
16
Turbina Proy 4
Diésel 80
3.00
333
19
Totales
Búnker
mill litros
113
85
55
29
35
39
60
72
91
79
85
8
18
35
75
83
98
86
58
37
41
63
Diesel
mill litros
38
44
15
6
8
11
30
48
82
72
86
1
8
17
63
80
96
94
65
33
36
65
Nota: Generación esperada correspondiente al valor esperado de la simulación de todas las series hidrológicas
134
135
ANEXO 3
COSTO VARIABLE DE OPERACION
(precio medio de combustible, sin impuestos)
COSTO OPERATIVO TERMICO
Planta
Fuente Pot
Rend CostOper
USD/MWh
MW kWh/litro USD/MWh 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Garabito
Búnker 200
4.48
15
146 144 146 148 151 153 157 159 161 165 169 172
Guápiles
Búnker 14
4.07
15
159 157 160 162 165 167 171 174 176 180 184 188
Moín 1
Búnker 20
4.08
15
158 157 159 161 165 167 171 173 176 180 184 187
Orotina
Búnker 10
4.18
15
155 153 155 157 161 163 167 169 172 176 180 183
Barranca
Diésel 36
2.41
3
319 319 325 333 338 344 350 357 363 370 376 384
Moín 2a
Diésel 65
2.88
3
267 268 273 279 283 289 293 299 304 310 315 321
Moín 2b
Diésel 65
2.88
3
267 268 273 279 283 289 293 299 304 310 315 321
Moín 3
Diésel 78
2.95
3
261 261 266 272 277 282 287 292 297 303 308 314
San Antonio Gas Diésel 34
2.52
3
305 306 312 318 324 330 335 341 347 354 360 367
Turbina Proy 1
Diésel 80
3.00
4
258 258 263 268 273 278 283 288 293 298 304 310
Turbina Proy 2
Diésel 80
3.00
4
258 258 263 268 273 278 283 288 293 298 304 310
Turbina Proy 3
Diésel 80
3.00
4
258 258 263 268 273 278 283 288 293 298 304 310
Turbina Proy 4
Diésel 80
3.00
4
258 258 263 268 273 278 283 288 293 298 304 310
Proyección de precio de combustibles
Escenario medio de precios, SIN impuestos
Combustible
unidad
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Bunker
USD/l
0.58 0.58 0.59 0.60 0.61 0.62 0.64 0.65 0.66 0.67 0.69 0.70
Diesel
USD/l
0.76 0.76 0.78 0.79 0.81 0.82 0.84 0.85 0.87 0.88 0.90 0.92
2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
176 180 184 187 192 194 199 203 206 212
192 197 201 205 211 213 218 222 226 232
191 196 200 204 210 212 217 221 225 231
187 191 196 200 205 207 212 216 220 226
390 397 404 411 418 424 431 438 446 455
327 333 338 344 350 355 361 367 374 381
327 333 338 344 350 355 361 367 374 381
319 325 330 336 342 347 352 358 365 372
374 380 387 393 400 406 412 419 427 436
315 320 326 331 337 342 347 353 360 367
315 320 326 331 337 342 347 353 360 367
315 320 326 331 337 342 347 353 360 367
315 320 326 331 337 342 347 353 360 367
2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
0.72 0.74 0.76 0.77 0.79 0.80 0.83 0.84 0.86 0.88
0.93 0.95 0.97 0.98 1.00 1.01 1.03 1.05 1.07 1.09
136
137
ANEXO 4
UBICACION DE PLANTAS Y PROYECTOS
138
139
ANEXO 5
AGRUPAMIENTO DE PLANTAS HIDROELECTRICAS MENORES
Grupo
Planta
CNFL Virilla
Belén
Brasil
Electriona
Nuestro Amo
Río Segundo
Ventanas
SubTotal
Aeroenergía
Tilarán
SubTotal
Aguas Zarcas
El Embalse
La Esperanza
Matamoros
Platanar
Rebeca
Tapezco
SubTotal
Caño Grande
Caño Grande III
Don Pedro
El Angel
Poás I&II
Río Segundo II
Suerkata
Vara Blanca
Volcán
SubTotal
Río Lajas
SubTotal
Avance
Echandi
Los Lotes
Puerto Escondido
SubTotal
El Viejo
Taboga
SubTotal
Barro Morado
Birrís 1
Birrís 3
Tuis
SubTotal
Boca de Pozo 1
Miravalles 1
Miravalles 2
Miravalles 5
SubTotal
Eólicos GP Arenal Existente
Hidro GP1 Existente
Hidro GP2 Existente
Hidro GP3 Existente
ICE Menores
Ingenios GP Existente
JASEC Menores
Miravalles ICE
Fuente Propiedad Gen Prom Pot Efectiva
5 años
GWh
MW
hidro
cnfl
63
9
hidro
cnfl
109
24
hidro
cnfl
33
3
hidro
cnfl
39
8
hidro
cnfl
5
1
hidro
cnfl
21
11
270
56
eólic
priv
26
6
eólic
priv
76
20
103
26
hidro
priv
73
13
hidro
priv
8
2
hidro
priv
31
5
hidro
priv
23
4
hidro
priv
90
15
hidro
priv
0
0
hidro
priv
1
0
228
39
hidro
priv
17
2
hidro
priv
15
2
hidro
priv
61
14
hidro
priv
19
4
hidro
priv
9
2
hidro
priv
4
1
hidro
priv
15
3
hidro
priv
11
3
hidro
priv
63
17
215
47
hidro
priv
51
10
51
10
hidro
ice
2
0
hidro
ice
34
4
hidro
ice
3
0
hidro
ice
1
0
40
5
biom
priv
72
18
biom
priv
71
19
142
37
hidro
jasec
9
1
hidro
jasec
83
14
hidro
jasec
32
3
hidro
jasec
11
2
135
20
geot
ice
41
5
geot
ice
419
55
geot
ice
372
55
geot
ice
107
18
939
133
140
141
ANEXO 6
PLANTAS E INFORMACION HIDROLOGICA
Los datos de caudales mensuales históricos son calculados por la Unidad de Pronóstico y
Estado Hidrometeorológico, del Centro de Servicios Estudios Básicos de Ingeniería, PySA.
Se basan en los registros históricos de las estaciones hidrometeorológicas que opera el ICE
en las diferentes cuencas del país. Usando técnicas de extrapolación, correlación y de
relleno de datos, se crea una estación ficticia, ubicada en el sitio de toma de cada proyecto.
Esta entidad, denominada “Estación Hidrológica”, contiene la serie de caudales mensuales
que cubren los 47 años entre 1965 y el 2011.
La estación hidrológica se calcula para todas las plantas y proyectos grandes y se le pone el
nombre de la central. A las plantas o grupo de plantas menores se les asigna una estación
hidrológica representativa y se ajustan los parámetros de las plantas para que con ese
caudal produzcan la energía que les corresponde. Lo mismo se hace con los proyectos
hidroeléctricos genéricos.
Plantas o grupos en operación
Nombre
Datos Hidrológicos
Angostura
Angostura
Arenal
Arenal
Cachí
Cachí
Canalete
Canalete
Cariblanco
Cariblanco
Chocosuela
Chocosuela
CNFL Virilla
Ventanas Garita
Corobicí
Corobicí
Cote
Cote
Cubujuquí
General
Daniel Gutiérrez
Daniel Gutiérrez
Doña Julia
Doña julia
El Encanto
El Encanto
ESPH
Ventanas Garita
Garita
Garita
General
General
Hidro GP1 Existente
Platanar
Hidro GP2 Existente
Volcán
Hidro GP3 Existente
Lajas
JASEC
Cachí
La Joya
Turbinado Cachí
Los Negros
Los Negros
Menores ICE
Río Macho
Peñas Blancas
Peñas Blancas
Pirrís
Pirrís
Pocosol
PocoSol
Río Macho
Río Macho
San Lorenzo
PocoSol
Sandillal
Turbinado Corobicí
Toro 1
Toro1
Toro 2
Toro2
Toro 3
Toro3
Ventanas Garita
Ventanas Garita
Proyectos o grupos futuros
Nombre
Datos Hidrológicos
Anonos
Ventanas Garita
Balsa Inferior
Turbinado Daniel Gutiérrez
Bijagua
Cariblanco
Brujo 2
Brujo2
Capulín
Alumbre
Chucás
Balsa
Diquís
Diquís
Diquís Minicentral
Diquis
HCp1Conc1
General
HCp1Conc2
Cariblanco
HidProyD1
Peñas Blancas
HidProyD2
Toro1
HidProyD3
Pirrís
HidProyD4
Savegre
HidProyD5
Diquis
HidProyD6
Los Negros
HidProyG1
Canalete
HidProyG2
Daniel Gutierrez
HidProyG3
Doña Julia
HidProyG4
Chocosuela
HidProyG5
Peñas Blancas
HidProyG6
PocoSol
HidProyG7
RC-500
HidProyG8
Balsa
Pacuare
Pacuare
RC-500
RC-500
Reventazón
Reventazón
Reventazón Minicentral Reventazón
Savegre
Savegre
Tacares
Ventanas Garita
Torito
Turbinado Angostura
142
143
ANEXO 7
DETALLE DE PROYECTOS EN LAS RUTAS DE EXPANSION
El propósito de las rutas de expansión es evaluar los proyectos más grandes, que implican
decisiones importantes y que afectan las características futuras del sistema de generación.
Los proyectos menores, por el contrario, no se detallan porque su participación en el plan
puede sufrir grandes variaciones, según evolucione la demanda y disponibilidad de recursos
energéticos. Es así que las posibles plantas hidros, eólicas, solares y de otras tecnologías
todavía en desarrollo se agrupan genéricamente bajo el término de proyectos renovables.
Sin embargo, en las simulaciones con el SDDP sí es necesario definir cada tipo de proyecto
de acuerdo con las tablas de proyectos candidatos. A continuación se presentan los planes
simulados con el SDDP, con el detalle de los proyectos que conforma la solución óptima para
el escenario medio de demanda.
Corto plazo igual para las tres rutas
En el corto plazo, el programa de ejecución de proyectos es igual para las tres rutas.
También es de notar que para estar preparado para responder ante cualquier escenario de
demanda, el plan de corto plazo se instala para soportar los escenarios de demanda basemodificado y alta.
Año Energía % crec Pot % crec Mes
Proyecto
GWh
MW
2013
7 Tacares
12 Balsa Inferior
2014 10 789
1 688
7 Cachí
11 Cachí 2
2015 11 278 4.5% 1 757 4.1% 1 Chucás
2 Torito
3 Anonos
3 Río Macho
3 Río Macho 2
7 Chiripa
2016 11 786 4.5% 1 827 4.0% 1 Capulín
1 La Joya 2
1 La Joya
1 Orosí
5 Reventazón
2017 12 317 4.5% 1 891 3.5% 1 Eólico Cap1 Conc 1b
1 Hidro Cap1 Conc 1
1 Hidro Cap1 Conc 2
6 Moín 1
2018 12 873 4.5% 1 971 4.2% 1 Hidro Proy D5
2019 13 451 4.5% 2 051 4.1% 1 Pailas 2
Fuente Pot Instalado
MW
MW
2 682
Hidro
7 2 689
Hidro
38 2 727
Hidro -105 2 622
Hidro
158 2 780
Hidro
50 2 830
Hidro
50 2 880
Hidro
4 2 883
Hidro -120 2 763
Hidro
140 2 903
Eólic
50 2 953
Hidro
49 3 002
Hidro
64 3 066
Hidro
-50 3 016
Eólic
50 3 066
Eólic
50 3 116
Hidro
292 3 408
Hidro
14 3 422
Eólic
50 3 472
Eólic
20 3 492
Hidro
37 3 529
Hidro
50 3 579
Térm
-20 3 559
Hidro
50 3 609
Geot
55 3 664
144
Ruta 0 (*): sin Diquís y sin GNL
Año
2020
2021
2022
2023
(*)
Energía
14 054
14 680
15 330
16 003
% crec
4.5%
4.5%
4.4%
4.4%
Pot
2 126
2 206
2 297
2 382
2024 16 698
2025 17 417
4.3%
4.3%
2 479
2 564
2026 18 155
2027 18 914
2028 19 691
4.2%
4.2%
4.1%
2 660
2 756
2 858
% crec Mes
Proyecto
3.6%
3.8% 1 Turbina Proy 1
4.1% 1 Turbina Proy 2
3.7% 1 Borinquen 1
1 Hidro Proy D1
1 Hidro Proy G2
1 RC-500
4.0% 1 Borinquen 2
3.4% 1 Brujo 2
1 Eólico Proy D1
1 Eólico Proy D2
1 Eólico Proy D3
1 Eólico Proy G1
1 Hidro Proy D2
1 Hidro Proy D3
1 Hidro Proy D4
1 Hidro Proy D6
1 Hidro Proy G1
1 Hidro Proy G3
1 Hidro Proy G4
3.7% 1 Geotérm Proy 1
1 Geotérm Proy 4
1 Geotérm Proy 5
1 Geotérm Proy 6
1 Hidro Proy G5
3 664
Térm
80 3 744
Térm
80 3 824
Geot
55 3 879
Hidro
50 3 929
Hidro
50 3 979
Hidro
58 4 037
Geot
55 4 092
Hidro
60 4 152
Eólic
50 4 202
Eólic
50 4 252
Eólic
50 4 302
Eólic
50 4 352
Hidro
50 4 402
Hidro
50 4 452
Hidro
50 4 502
Hidro
50 4 552
Hidro
50 4 602
Hidro
50 4 652
Hidro
50 4 702
Geot
55 4 757
Geot
55 4 812
Geot
55 4 867
Geot
55 4 922
Geot
55 4 977
Geot
55 5 032
Hidro
50 5 082
La Ruta 0 solo se simuló hasta el 2028. Las rutas 1 y 2 cubren hasta el 2035
145
Ruta 1: PLAN RECOMENDADO Diquís en operación en el año 2025
GWh
2020 14 054 4.5%
2021 14 680 4.5%
2022 15 330
2023 16 003
4.4%
4.4%
2024 16 698
2025 17 417
4.3%
4.3%
2026
2027
2028
2029
18 155
18 914
19 691
20 488
4.2%
4.2%
4.1%
4.0%
2030 21 301
2031 22 130
4.0%
3.9%
2032 22 975
3.8%
2033 23 832
3.7%
2034 24 704
3.7%
2035 25 589
3.6%
Pot % crec Mes
Proyecto
MW
2 126 3.6%
2 206 3.8% 1 Hidro Proy D4
1 Turbina Proy 1
2 297 4.1% 1 Turbina Proy 2
2 382 3.7% 1 Borinquen 1
1 Eólico Proy D1
1 Hidro Proy G2
1 Hidro Proy G3
2 479 4.0% 1 Borinquen 2
2 564 3.4% 1 Diquís
1 Diquís Minicentral
2 660 3.7%
2 756 3.6%
2 858 3.7%
2 949 3.2% 1 Hidro Proy D1
1 Hidro Proy D6
1 Hidro Proy G6
3 066 4.0% 1 Geotérm Proy 1
3 173 3.5% 1 Geotérm Proy 2
1 Geotérm Proy 3
3 291 3.7% 1 Eólico Proy D2
1 Eólico Proy D3
1 Geotérm Proy 4
1 Geotérm Proy 5
1 Geotérm Proy 6
1 Hidro Proy G4
3 403 3.4% 1 Eólico Proy G1
1 Eólico Proy G2
1 Eólico Proy G3
1 Hidro Proy D2
1 Hidro Proy D3
1 Hidro Proy G1
1 Hidro Proy G5
1 Hidro Proy G7
3 526 3.6% 1 Eólico Proy G4
1 Eólico Proy G5
1 Hidro Proy G8
3 649 3.5% 1 Turbina Proy 3
1 Turbina Proy 4
MW
MW
3 664
Hidro
50 3 714
Térm
80 3 794
Térm
80 3 874
Geot
55 3 929
Eólic
50 3 979
Hidro
50 4 029
Hidro
50 4 079
Geot
55 4 134
Hidro
623 4 757
Hidro
27 4 784
4 784
4 784
4 784
Hidro
50 4 834
Hidro
50 4 884
Hidro
50 4 934
Geot
55 4 989
Geot
55 5 044
Geot
55 5 099
Eólic
50 5 149
Eólic
50 5 199
Geot
55 5 254
Geot
55 5 309
Geot
55 5 364
Hidro
50 5 414
Eólic
50 5 464
Eólic
50 5 514
Eólic
50 5 564
Hidro
50 5 614
Hidro
50 5 664
Hidro
50 5 714
Hidro
50 5 764
Hidro
50 5 814
Eólic
50 5 864
Eólic
50 5 914
Hidro
50 5 964
Térm
80 6 044
Térm
80 6 124
146
Ruta 2: Introducción del GNL en el 2025
Año Energía % crec Pot % crec Mes
Proyecto
GWh
MW
2020 14 054 4.5% 2 126 3.6%
2021 14 680 4.5% 2 206 3.8% 1 Turbina Proy 1
2022 15 330 4.4% 2 297 4.1% 1 Hidro Proy D1
1 Hidro Proy D4
1 Turbina Proy 2
2023 16 003 4.4% 2 382 3.7% 1 Borinquen 1
1 Eólico Proy D1
1 Hidro Proy G3
2024 16 698 4.3% 2 479 4.0% 1 Borinquen 2
1 Eólico Proy D2
2025 17 417 4.3% 2 564 3.4% 1 CCGNL 1
1 Turbina Proy 1 (-)
1 Turbina Proy 2 (-)
2026 18 155 4.2% 2 660 3.7% 1 Geotérm Proy 1
1 Geotérm Proy 2
2027 18 914 4.2% 2 756 3.6% 1 CCGNL 2
1 Geotérm Proy 3
2028 19 691 4.1% 2 858 3.7% 1 Hidro Proy G4
2029 20 488 4.0% 2 949 3.2%
2030 21 301 4.0% 3 066 4.0% 1 Hidro Proy G2
2031 22 130 3.9% 3 173 3.5% 1 Geotérm Proy 4
1 Geotérm Proy 5
1 Geotérm Proy 6
1 Hidro Proy G6
2032 22 975 3.8% 3 291 3.7% 1 Hidro Proy G1
1 Hidro Proy G5
1 Hidro Proy G7
1 Hidro Proy G8
1 RC-500
2033 23 832 3.7% 3 403 3.4% 1 CCGNL 3
2034 24 704 3.7% 3 526 3.6%
2035 25 589 3.6% 3 649 3.5% 1 Eólico Proy D3
1 Eólico Proy G1
1 Eólico Proy G2
1 Eólico Proy G3
1 Eólico Proy G4
1 Hidro Proy D2
1 Hidro Proy D3
1 Hidro Proy D6
Fuente Pot Instalación
MW
MW
3 664
Térm
80 3 744
Hidro
50 3 794
Hidro
50 3 844
Térm
80 3 924
Geot
55 3 979
Eólic
50 4 029
Hidro
50 4 079
Geot
55 4 134
Eólic
50 4 184
Térm
300 4 484
Térm
-80 4 404
Térm
-80 4 324
Geot
55 4 379
Geot
55 4 434
Térm
300 4 734
Geot
55 4 789
Hidro
50 4 839
4 839
Hidro
50 4 889
Geot
55 4 944
Geot
55 4 999
Geot
55 5 054
Hidro
50 5 104
Hidro
50 5 154
Hidro
50 5 204
Hidro
50 5 254
Hidro
50 5 304
Hidro
58 5 362
Térm
300 5 662
5 662
Eólic
50 5 712
Eólic
50 5 762
Eólic
50 5 812
Eólic
50 5 862
Eólic
50 5 912
Hidro
50 5 962
Hidro
50 6 012
Hidro
50 6 062

PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION

Transcripción

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